gasu.gov.ru – ГАСУ Управление Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 26 февраля 2023 года; проверки требуют 26 правок.
Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 31 мая 2021 года; проверки требуют 18 правок.
Cхема работы парогазовой установки, электричество производится дважды — с помощью газовой, а затем паровой турбины.
Парогазовая установка (англ. Combined Cycle Gas Turbine, CCGT) — часть электрогенерирующей станции (ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС), служащая для производства электроэнергии.
О том как планируется застраивать Россию парогазовыми электростанциями
Ранее в этой статье мы уже рассказывали о том почему в России будет происходить революция в энергетике связанная с внедрением ПГУ.
Головной проектный институт энергетической отрасли — ОАО “Институт теплоэлектропроект (ТЭП) в Москве — так определил приоритеты в намечаемом крупномасштабном применении парогазовых технологий в России на ближайшие 15—20 лет:
Парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа с КПД более 50 % — ввести до 60 млн. к Вт с блоками ПГУ-325, ПГУ-480 и ПГУ-650 (более 100 блоков);
ПГУ по схеме сброса газов газотурбинной установки (ГТУ) в энергетические котлы с КПД до 44—46 % — ввести около 18 млн. к Вт с блоками ПГУ-220, ПГУ-260, ПГУ-360 и П ГУ-430 (более 50 блоков);
ПГУ по схеме с вытеснением регенерации с КПД до 42—43 % — ввести около 2 млн. к Вт с ГТУ единичной мощностью 23—45 МВт (несколько десятков блоков).
История парогазового цикла в России. Перспективы
Петреня Ю. К., д. ф – м. наук (ОАО
“НПО “ЦКТИ”
Научно-техническая
конференция «Энергетическое
машиностроение России – новые решения»
Во всем мире прогресс в
теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало-
и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств
энергетических установок тепловых электростанций.
Одним из признанных
направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в
энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом
секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо,
приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.
Идея создания парогазовых
установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и
водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым
Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах,
способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой
установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых
установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в
области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного
тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых
турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального
ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития
парогазовых тепловых двигателей.
Первые бинарные парогазовые
установки появились в Германии. В 1913 – 1917 Хольцварт
осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания (рис. 1). К ПД её не
превышал 14%.
В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» (рис. 2) в топку которого воздух подавался осевым
компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина
В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая
установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.
В России исследования
комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и
продолжены в послевоенные годы.
В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н.
Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при
постоянном давлении (рис. 3а). Теоретические основы комбинированного
парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были
рассмотрены в работах ЦКТИ (А. Н. Ложкин, А. Э. Гельтман),
что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной
системой паровых турбин подогрева питательной воды. Принципиальная схема этого
предложения приведена на рис. 3б. В этот период были разработаны основные
принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический
анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и
выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению
с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с
котлами-утилизаторами. Принципиальные схемы основных рассмотренных типов ПГУ
приведены на рис. 4.
Это преимущество заключается
прежде всего в значительном снижении металловложений
в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами
обычного типа. Кроме того, парогазовые установки с высоконапорными
парогенераторами обеспечивают большую экономию топлива как по сравнению с
парогазовыми установками других типов, так и по сравнению с раздельными
паротурбинными и газотурбинными установками. Это справедливо для ПГУ на базе
газовых турбин с начальной температурой газов перед ними до 950÷1 000
˚С.
Начатые в ЦКТИ
термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского
политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна),
Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И.
Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф.
И. И, Кириллова и В. А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др.
На базе разработанных ЦКТИ
схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском
союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:
* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ – 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой
газов 720оС;
* 1966÷1970,
Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой
газов 700оС;
* 1972г , Невинномысск,
Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η
= 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского
турбинного завода (принципиальная схема ПГУ на рис. 5).
Годовая наработка блока
ПГУ-200 мощностью 200 МВт с ВПГ на параметры пара 13 МПа, 545/560°С на
Невинномысской достигла – 7940 час.
В период 1983-1885 г. его
наработка на отказ составила 1132-1427 час. против 1070-1140 час у блоков ПСУ с
турбинами К-300-240 и 654-885 час. – с турбинами К-800-240.
При проектной температуре
газов перед газовой турбиной 770°С и одинаковых в ПГУ и в ПСУ паровых турбинах K-I60-I30 в условиях эксплуатации ПГУ-200 получено сокращение по
сравнению с ПСУ:
— по расходу топлива – 8%;
— по металлоемкости ВПГ – 2.5
раза;
— по удельным капзатратам – на 8%.;
* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ
с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе
ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6.
Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной
части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов
ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь.
Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим
паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение
удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%
* 1996г., ОПКС “Грязовец”, ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (η =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой
газов 770оС, принципиальная схема на рис. 7;
1997 г. Несмотря на критику
принятых решений по надстройке блока с турбиной Т-250 на Южной ТЭЦ С-Петербурга
газотурбинной установкой GT-8C,
проект был реализован. Для реконструкции этого энергоблока у концерна АВВ была
приобретена газотурбинная установка GT-8C, которая обеспечивает около 50% окислителя, необходимого для
работы котла с номинальной паропроизводительностью.
Остальные 50% подает дутьевой вентилятор.
Авторами проекта разработана
необычная схема (рис. 8), основная особенность которой состоит в том, что
охлаждение уходящих газов котла осуществляют не в газоводяных
теплообменниках, а в сохраняемом в схеме ПГУ вращающемся регенеративном
воздухоподогревателе (РВП) с помощью избыточного воздуха. Последний выполняет
роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. Данная схема имеет очень
сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность
которых недостаточна. Для схемы характерны также неизбежные перетечки
в РВП (до 20%), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины.
Поэтому такая реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой
турбинной привела к снижению надежности работы установки и к значительным
дополнительным потерям тепла. Как показали испытания, парогазовый блок вместо
проектного прироста КПД на 1-1,5% обеспечивает ту же экономичность, что
паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост
КПД составил бы 2-3% абс. Таким образом, парогазовый
блок Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга представляет собой, с
точки зрения реализации парогазовых технологий, скорее отрицательный пример.
Краткая характеристика
парогазовых установок разработанных ЦКТИ приведена в табл. 1
Принципиальная схема ПГУ-320
мощностью 320МВт с внутрицикловой газификацией
твердого топлива, разработанная для Кировской ТЭЦ-5, приведена на рис. 9.
Показатели разработанных ПГУ с ВЦГ при температуре наружного воздуха 15˚С
приведены в табл. 2.
В эти же годы выполнены
проекты ПГУ с ВПГ и НПГ мощностью 250÷1000 МВт, включая и ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива, предназначенные как
для нового строительства, так и для модернизации действующих паросиловых
блоков, выработавших ресурс. Показатели разработанных ПГУ приведены в табл. 1.
В эти же годы НПО ЦКТИ разрабатывает для Газпрома концепцию ведомственной
электростанции мощностью 30÷100 МВт с использованием типов ГТУ,
применяемых Газпромом, но в энергетическом варианте. Концепция основана на
применении моно и дубль-блочных ПГУ с унифицированными по группам ГТУ
котлами-утилизаторами и вспомогательным оборудованием.
В последние 15-20 лет
существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий
имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых
следует отнести:
• нарастающие общие проблемы
в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинанасированию
и долгостроям;
• искусственные барьеры между
инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности,
авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;
• централизованно формируемая
техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались
парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном
балансе страны (более 30%).
За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов.
Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В
результате этого была преодолена граница (≈1100 оС),
за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с
ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). По указанным выше причинам
отечественная энергетика как и ЦКТИ оказались не готовы к смене направления
развития высокоэкономичных ПГУ с КУ, по которым имевшийся в те годы
теоретический и практический задел был подкреплен проектами установок.
Безусловно, за ПГУ с ВПГ сохраняется область применения в установках с внутрицикловой газификацией и прямого сжигания твёрдого
топлива, а для ПГУ с НПГ — двухтопливные блоки, а
также для модернизации существующих паросиловых блоков, выработавших свой
ресурс электростанций. Для этих сфер отечественный опыт реализации парогазовых
установок чрезвычайно ценен.
С появлением на Российском
рынке мощных газотурбинных установок оживились работы по разработке схем и
установок с котлами-утилизаторами:
• 2000-2001 гг. П ГУ-450Т на
Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга. Реализация
проекта строительства Северо-Западной ТЭЦ началась в 1993 г. На Северо-Западной
ТЭЦ устанавливаются 4 парогазовых блока ПГУ-450Т. В состав каждого блока
входят:
• две газовые турбины V-94.2 фирмы Siemens мощностью по 150 МВт;
• два котла-утилизатора П-90
АО «Подольский машиностроительный завод» (новая разработка);
• одна теплофикационная
паровая турбина Т-150-7,7 ОАО «ЛМЗ» мощностью 150 МВт (новая разработка);
• три генератора с воздушным охлаждением
ТФГ (П)-160-2УЗ АО «Электросила» мощностью 160 МВт
(новая разработка).
ПГУ создана по дубль-блочной
схеме (рис. 10) с двумя давлениями генерируемого пара с 2-4 ступенчатой
системой подогрева сетевой воды. В настоящее время блок успешно эксплуатируется
в течение всего 2001 г. и подтверждает все проектные характеристики. Уровень
техники блока ПГУ-450Т соответствует 1992-93 гг. – времени начала проекта. Тем
не менее, успешная реализация этой ПГУ является серьезным прорывом российской
энергетики в области парогазовых технологий.
1 – газотурбинная установка,
2 – электрический генератор, 3 – котел-утилизатор, 4 – паровая турбина, 5 –
конденсатор с встроенным пучком, 6 – конденсатные насосы 1 ступени, 7 – блочная
обессоливающая установка, 8 – конденсатные насосы 2 ступени, 9 – конденсатор
пара уплотнений, 10 – подогреватель низкого давления, 11 – охладитель конденсата
бойлеров, 12 – деаэратор, 13 – питательные насосы низкого давления, 14 –
питательные насосы высокого давления, 15- теплофикационная установка, 16 – БРОУ
ВД, 17 – сетевые насосы 1-го подъема, 18 – сетевые насосы 2-го подъема, 19 –
система подготовки подпиточной воды теплосети, 20 – водо-водяной теплообменник подпиточной
воды
2005г. Введена в эксплуатацию
ПГУ-450Т на Калининградской ТЭЦ-2 по тепловой схеме аналогичной схеме
Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга.
2006г. Сооружается ПГУ-325 на
Ивановской ТЭЦ по схеме дубль-блок на базе ГТУ-110 производства ОАО “НПО
Сатурн”. Принципиальная схема ПГУ-325 приведена на рис. 11.
НПО ЦУТИ участвует в
разработке схем и проектов современных парогазовых блоков. Наибольший объем
проектных проработок касается ПГУ-170 (рис. 12 ) Разработка одновального блока
ПГУ выполнялась по инициативе ОАО «Институт Теплоэлектропроект»
под патронажем Научного Совета «Теплофизика и Теплоэнергетика» Российской
Академии Наук специалистами ОАО «Институт Теплоэлектропроект»,
ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО ЛМЗ, АО «Электросила», АО
«Подольский машиностроительный завод», НПО «Сатурн»(ОАО «Рыбинские
моторы»). Базой для нее явилась газотурбинная установка ГТУ-110 мощностью 110
МВт, которая в полной комплектации установлена в 2001 г. на стенде Ивановской
ГРЭС.
ПГУ-170 позволяет при
техническом перевооружении установить в габаритах двух энергоблоков К-200,
полностью отработавших ресурс и подлежащих замене, три ПГУ-170.
Аналогичный теплофикационный
блок ПГУ-170Т был проработан для установки на ТЭЦ-27 Мосэнерго.
В результате были подготовлены исходные требования к блоку и основному
оборудованию.
Одно из очень важных и
перспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизация
и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до
800 МВт. Такая модернизация позволяет повысить технический уровень станции до
самого современного при сохранении и использовании:
• зданий и сооружений;
• внешних сетей и
коммуникаций;
• части основного и
вспомогательного оборудования в зависимости от технического состояния и
остаточного ресурса.
На электростанциях со
значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых
велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве,
достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки,
превращающие паросиловые блоки в парогазовые (рис. 13):
а) Схема со сбросом уходящих
газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации
паровой турбины);
б) Схема со сбросом уходящих
газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого
давления.
в) Схема с установкой за ГТУ
парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть
(возможна комбинация со схемой «б»)
Все эти схемы могут с успехом
применяться и для чисто газовых электростанций.
Отечественные энергетические
блоки 300 и 500 МВт хорошо сочетаются с газовыми турбинами ГТЭ-110 (“НПО
Сатурн” (ОАО “Рыбинские моторы”) и
ГТЭ-160 (ОАО ЛМЗ), а ГТ-65 (ОАО ЛМЗ) может быть сочетаема с блоками 200 МВт.
Как показали проработки
уровни приростов эффективности при реализации перечисленных 3-х вариантов
реконструкции приведены в табл. 3 при использовании ГТЭ-110.
1) Без учёта ограничений по
паровой турбине и генератору, которые могут быть преодолены распределением
дополнительной мощности на 2-3 блока станции с соответствующим включением в
схему
Наиболее просты для
использования варианты б) и в), вариант а) наиболее сложен, но и более
эффективен, так как реализует полноценную сбросную схема.
Описанные варианты
реконструкции принципиально могут быть реализованы и для ТЭЦ на базе ГТУ малой
и средней мощности.
В целом можно констатировать,
что создание ПГУ на уровне близком к лучшим мировым образцам является
совершенно реальной задачей для отечественной промышленности. Доказательство
тому успешная реализация всех, включая последние, парогазовых объектов.
Результаты выполненного
анализа (рис.14) возможных направлений использования ГТ-65 в составе
надстроечных ПГУ различных схем (моно, дубль и трипль-блок)
(рис. 15-19) на два и три уровня давления с промперегревом
на высокие и сверхвысокие параметры пара позволил определить оптимальные
давления в паровых контурах ПГУ на базе ГТ-65 и сделать вывод о том, что
применение в ПГУ котлов-утилизаторов с начальной температурой газов свыше
600ºС делает оправданной с термодинамической точки зрения постановку
вопроса о сверхкритических параметрах пара в паротурбинном цикле. Общая картина
экономических показателей ПГУ различных типов на базе ГТЭ-65 представлена на
рис. 20 (а,б) (без дополнительного воздуха для дожигания).
Обобщая разработки
современных ПГУ, можно заключить что:
• Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно
достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы
утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и
ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.
• Сформировались устойчивые
подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок,
одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия
эксплуатации и стоимость топлива:
— для работы в базовой части
графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются
ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом;
при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью
350÷800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью
300÷450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого
оборудования, в том числе и ГТУ,
— для работы в переменной
части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ
с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура − два
давления пара без промперегрева. Уровень мощности
блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.
• Цикл одного давления из-за
повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС)
может применяться в ПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и,
как правило, при комбинированной выработке тепла (пара) и электроэнергии/
Часть бюллетеня Роспатента (№ 22; 2021 г.)
Иностранные ПГУ в Москве
Вместе с тем ряд фирм пока отдает предпочтение отработанным и высокоэффективным зарубежным ГТУ. Так, например, в ноябре 2001 года компанией “Сити-Энерго” заключен контракт с фирмой Alstom на поставку в Москву ПГУ-ТЭЦ мощностью 225 МВт. Она будет расположена в центре Москвы и предназначена для обеспечения электроэнергией и теплом строящегося Московского делового центра “Москва-Сити”. Строительство установки в центре столицы стало возможным благодаря высоким экологическим характеристикам газовых турбин GTX100.
Для физических лиц
Помимо перечисленных выше разделов, здесь присутствуют дополнительные подразделы:
ГТУ для Сургутнефтегаз
В 2001 году газотурбинные электростанции были поставлены в АО “Сургутнефтегаз” (на базе газовых турбин Tornado 6,75 и ГТУ-4П), в ОАО НК “Юкос” и на Северо-Губкинское нефтегазовое месторождение.
Расчет ведется на газ
При этом имелось в виду, что основным топливом в теплоэнергетике России на ближайшие десятилетия будет природный газ.
Положенные в основу выбора таких приоритетов технико-экономические расчеты показали снижение капитальных затрат по сравнению с традиционными паросиловыми установками (ПСУ) на 30 % для первой группы и на 7—8 % для второй и третьей групп. Увеличение капитальных затрат при обеспечении одной и той же требуемой мощности может быт компенсировано практически только за счет экономии топлива.
Поскольку ПГУ значительно превосходят ПСУ по эффективности сжигания топлива, то сейчас и на обозримую перспективу, когда топливо будет дорожать (приближаться к мировому уровню цен), преимущество ПГУ по сравнению с ПСУ будет только очевидней.
Для справки: за рубежом современные цены на природный газ находятся в основном в пределах 40—80 дол. С ША за 1000 м3 (0,04—0,08 дол. С ША за м3), в России — в пределах 20—35 дол. С ША за 1000 м3 (0,012—0,018 дол. С ША за м3).
Нужны длинные деньги
В современных российских условиях главной причиной, задерживающей развитие энергетики и других отраслей экономики, является недостаточность или полное отсутствие инвестиций.
Государственный и региональные бюджеты не имеют средств для крупномасштабных вложений в энергетику. Для частных структур вложения в проекты со сроками окупаемости 8—10 лет и более равносильны безвозвратным ссудам.
Для возрождения российской экономики понадобятся тысячи высокоэффективных ПГУ (ГТУ). Они должны обеспечить надежную и бесперебойную работу в течение 15—20 лет с минимальными капитальными затратами, минимальными эксплуатационными расходами и максимальной адаптацией к потребностям теплоэлектроснабжения различных объектов.
(Visited 2 999 times, 1 visits today)
Принцип действия и устройство
Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор (схема single-shaft). Такая установка не может работать в газовом режиме (с не работающим паровым контуром), так как паровая турбина не может вращаться без пара (нужен пар на холостом ходу, для охлаждение). Также часто пар с двух блоков ГТУ—котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку (дуплексная схема).
Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок (схема topping). В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котёл, который соответствующим образом модернизируется. К ПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».
Оставляем паровые турбины и пристраиваем газовые
монтаж 2го энергоблока Юго-Западной ТЭЦ
Надстройка существующих паросиловых блоков газотурбинными приставками повышает мощность и КПД при удельных затратах, в 3—4 раза меньших, чем при строительстве новых бинарных ПГУ аналогичной мощности, а также улучшает экологические показатели и может представлять некоторый интерес для потенциальных инвесторов.
Появившиеся в России в последнее десятилетие газовые турбины большой мощности – ГТУ-110, ГТЭ-160— открывают перспективу широкого внедрения установок комбинированного цикла в большую энергетику.
Применение на электростанциях
Северо-Западная ТЭЦ — первая электростанция в России, использующая парогазовый цикл
Аргентинская ТЭС Костанера — первая электростанция в Южной Америке, использующая парогазовый цикл
По сравнению с Россией в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще.
В развитие идеи ПГУ было предложено использовать газогенератор для получения горючего газа из угля, биомассы и проч.