Обычно гтс работают по следующему термодинамическому циклу:

1 сжатие воздуха в компрессоре (адиабатное);

2 изобарный подвод теплоты в камере сгорания;

3 адиабатное расширение продуктов сгорания в ГТ;

4 изобарное охлаждение продуктов сгорания в атмосфере.

_{Учитывая это, можно показать, что КПД ГТС определяется по формуле:}

_где

 это степень повышения давления в компрессоре, а

Р₁  давление окружающей среды только для разомкнутых схем.

Отсюда - чем π выше, тем выше ηt..

Температура, при которой может работать турбина ограничена пределом жаростойкости её металла (1400°С – для авиационной турбины, или 900°С – в среднем).

Использование замкнутой схемы ГТС имеет следующий главный недостаток - большое количество элементов, работающих при высокой температуре, что повышает стоимость установки (дорогие материалы).

Использование же открытой схемы ГТС имеет следующий главный недостаток - выбрасываемые газы имеют высокий тепловой потенциал. Из-за таких больших потерь тепла при определенной степени сжатия π работа компрессора может забирать энергии больше, чем работа газовой турбины.

В реальной установке наибольшая эффективность достигается при определенной (оптимальной) степени повышенного давления в компрессоре π_опт. Значение π_опт определяется температурой рабочего тела на выходе из камеры сгорания и относительными внутренними КПД компрессора и турбины. Отпуск теплоты от газотурбинной ТЭЦ имеют такие особенности:

1.Температура газов на выходе из ГТС составляют t=400-500°С, что достаточно для нагрева теплоносителей, в т.ч. пара для отпуска тепловой энергии внешним потребителям.

2.Выработка тепловой энергии в виде пара или горячей воды производится за счет теплоты полностью отработавших в газовой турбине (ГТ) продуктов сгорания, поэтому:

- температурный уровень отпускаемой теплоты не влияет на тепловую экономичность ГТ.

- мощность газотурбинного двигателя ГТС при любой величине отпуска тепловой энергии остается постоянным, так как электрическая и тепловая нагрузка в нём не связаны.

3.Высокая температура продуктов сгорания может быть использована на ГТС небольшой мощности, т.е. технико-экономические показатели ГТС не зависят от единичной мощности.

4.Удельные капитальные затраты на газотурбинной ТЭЦ на 20-30% ниже, чем на паротурбинной ТЭЦ.

5.Так как температура отпускаемой теплоты не влияет на экономию топлива, то экономически оптимальная температура прямой воды в теплосети, работающей от газотурбинной ТЭЦ может быть значительно выше, чем от паротурбинной ТЭЦ и может составлять 200-300°С.

6.Так как вырабатываемый пар для отпуска внешним потребителям имеет не высокое давление (15÷20 атм), то ХВО значительно проще и дешевле, что очень важно для промышленной ТЭЦ, когда возврат конденсата менее 50%.

7.Пиковые тепловые нагрузки могут покрываться за счет форсирования подтопки сетевого подогревателя.

8.ГТС работает только на очень хорошем топливе: газ, хорошее жидкое топливо (дизельное топливо).

2.1.2. Парогазовые установки (пгу).

Электростанции на базе парогазовых установок являются пока не очень распространенными в нашей стране, хотя данная технология выработки электроэнергии была изобретена более чем 50 лет назад. В своем классическом варианте в основе работы парогазовой установки лежит совместная работа газотурбинной и паросиловой установок. В процессе этой работы газотурбинная установка производят электричество и тепловую энергию. А тепловая энергия, в свою очередь, используется для дополнительного производства электричества при помощи паротурбинной установки. Рассмотрим этот процесс подробнее.

В газотурбинной установке (ГТУ) газы, образовавшиеся в результате горения топлива, приводят в действие турбину. На одном валу с газовой турбиной находится ротор первого генератора, который за счет вращения в магнитном поле статора вырабатывает электрический ток. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. На этом заканчивается так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции. КПД на данном этапе составляет 35-37%.

А далее начинается второй или паротурбинный цикл. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее эти высокотемпературные газы поступают в специальный котел-утилизатор. В нём газы нагревают пар до температуры 500°С, в результате чего создается его высокое давление (80 атмосфер). Такие параметры пара вполне достаточны для эффективной работы уже паровой турбины. К её валу конструктивно присоединен ротор второго генератора, который за счет вращения в магнитном поле статора вырабатывает электрический ток.

Благодаря этому, паросиловая установка вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. В результате общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%. Напомним для сравнения, что КПД обычных газотурбинных электростанций составляет 35%.

Парогазовые установки (ПГУ) — относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Они предназначены для получения максимального количества электроэнергии. Экономия энергии топлива происходит за счет снижения потерь теплоты в окружающую среду продуктов сгорания газотурбинной установки. А раз тепловые потери уменьшаются, то, естественно, КПД установки повышается. Экономия происходит именно за счет надстройки цикла ГТУ к циклу ПТУ.

Одними из основных достоинств ПГУ можно назвать их сравнительную простоту устройства и компактность. Кроме того, стоимость таких электростанций в несколько раз ниже, чем более традиционных.

Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками.

К недостаткам парогазовых установок относится более широкий и сложный в обслуживании комплекс оборудования.

Электростанции на базе парогазовых установок не только очень эффективны, но и отвечают самым жестким экологическим требованиям. Например, уровень выброса оксида азота, такими электростанциями, в 2-3 раза ниже, чем у более обычных газовых или дизельных. Именно поэтому в настоящее время около 65% всех строящихся в мире электростанций комплектуются парогазовыми установками.

В качестве примера на рис 2.2 приводится схема ПГУ с КПД до 60%.

Рис. 1.8. Схема ПГУ с КПД до 60%:

К – компрессор, КС – камера сгорания, ГТ – газовая турбина, ЭГ – электрогенератор, П – газопароконвектор, ПГ – парогенератор, ПТ – парогенератор, КН – конденсаторный насос, ПНД- пар низкого давления, ПВД - пар высокого давления, ПН – питательный насос, Д – деаэратор,

Паротурбинные установки  сложнее и дороже, а газотурбинные – маневреннее, быстрее пуск. Запуск ГТС осуществляется за несколько минут, а на запуск паротурбинных силовых станций требуется до нескольких часов.

Согласно расчетам отечественных энергетиков, постепенный перевод систем выработки электроэнергии на электростанции с парогазовыми установками, позволит увеличить КПД энергооборудования более, чем в два раза, что станет немалым вкладом в обеспечение энергобезопасности страны. Кроме того, введение в строй большого количества подобных электростанций позволит значительно снизить конечную стоимость вырабатываемой энергии.