1. ПГУ с котлом-утилизатором без дожига
2. ПГУ с котлом-утилизатором (с дожигом)
3. ПГУ сбросного типа
В этой схеме: ПК- паровой котел; ПЕ – пароперегревательные поверхности парового котла; ЭК – экономайзер; ТО – теплообменные поверхности котла.
4. ПГУ с параллельной схемой работы
5. ПГУ с полузависимой схемой
6. ПГУ с высоконапорным парогенератором
В этой схеме: ТО-НД – теплообменные поверхности низкого давления; ТО-ВД – теплообменные поверхности высокого давления; ЭК – экономайзер.
7. Монарные ПГУ (STIG-схема)
В ПГУ данного типа в камеру сгорания происходит впрыск химочищенной воды.
.
Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис. 8.1, а термодина-мический цикл Брайтона—Ренкина изображен на рис. 8.2*. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты переда-ется пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное коли-чество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конден-сируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в КУ.
Тепловая схема генерации пара в КУ с использованием теплового потенциала выходных газов ГТУ представлена на рис. 8.3 вместе с Q, Т-диаграммой передачи теплоты от газов к пароводяному рабочему телу. Для КУ принимают минимальные значения температурного напора в (pinch point — «пинч пойнт») на холодном конце испарителя, используют в качестве поверхностей
нагревa трубы с наружным оребрением и обеспечивают глубокое охлаждение выходных газов ГТУ до уровня 80—130 °С, что значительно повышает экономичность ПГУ.
Схема тепловых потоков ПГУ с КУ приведена на рис. 8.4, где выделены отдельные ее элементы и существующие технологические связи.
На рис. 8.5 приведена тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ. а на рис. 8.6
— соответствующая Q, Т*-диаграмма теплообмена между выходными газами ГТУ и пароводяным рабочим телом. Газовый подогреватель конденсата (ГПК) заменяет отсутствующие в ПТУ подогреватели низкого давления. На-грев основного конденсата в нем вызывает понижение температуры газов до конечного значения УХ. В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды, питаемый отборным паром паровой турбины. Парогенерирующий контур од-ного давления состоит из экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Минимальный температурный напор имеет место на конце испарительных поверхностей нагрева: 3 ТНАС 8—10 °С, а соответствующая разница температур — на горячем конце пароперегревателя ПЕ 1 ТПЕ = 20—40 °С. Во избежание коррозионного износа температуру конденсата на входе в КУ ТКАХ поддерживают на уровне50—60 °С при сжигании природного газа и нениже 110 °С при переходе на жидкое газотурбинное топливо в ГТУ.
В качестве иллюстрации рассмотрим пример ПГУ (см. рис. 8.5), в которой в качестве ГТУ принята установка типа V64.2 (Siemens).
ПГУ ТЭЦ
1) Обычно применяют два типа парогазовых теплофикационных установок с КУ: парогазовые ТЭЦ и газотурбинные ТЭЦ. Их простейшие тепловые схемы приведены на рнс. 9.2. Теплота выходных газов ГТУ на ГТУ-ТЭЦ используется в КУ или в газоводяном теплообменнике для отпуска теплоты (рис. 9.2, а). На парогазовых ТЭЦ возможно применение как турбин с противодавлением (рис. 9.2, б), так и паровых турбин типа КО (с конденсатором и сетевой теплофикационной установкой).
Особенность когенерации в электроэнергетике заключается в том, что в силу технологического процесса на ТЭЦ электроэнергия служит основой производства, а теплота, отпускаемая потребителю, — дополнительным продуктом. Увеличение отпуска теплоты улучшает показатели экономичности теплоэлектроцентралей. Ряд факторов ограничивает такую комбинированную выработку электроэнергии и теплоты. Прежде всего, это полная зависимость показателей ТЭЦ от наличия потребителей теплоты в зоне расположения электростанции.
По этой причине когенерация не реализуется на ряде крупных ТЭС и АЭС.
Принципиальные схемы газотурбинных установок
Рисунок 1 - Схема ГТУ с одновальным ГТД простого цикла
1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - турбина; 4 - нагрузка
Рисунок 2 - Схема ГТУ с одновальным ГТД регенеративного цикла
1 - регенератор или рекуператор; 2 - камера сгорания; 3 - компрессор;
4 - турбина; 5 - нагрузка
Рисунок 3 - Схема ГТУ с многовальным ГТД простого цикла
со свободной силовой турбиной
1 - камера сгорания; 2 - компрессор; 3 - турбина;
4 - силовая турбина; 5 - нагрузка
Примечание - Пунктиром показана альтернативная
двухкаскадная компоновка ГТД
Рисунок 4 - Схема ГТУ с многовальным ГТД сложного цикла
(с промежуточным охлаждением и промежуточным подогревом)
1 - основная камера сгорания; 2 - компрессор высокого давления;
3 - турбина высокого давления; 4 - промежуточный охладитель;
5 - камера сгорания промежуточного подогрева; 6 - компрессор низкого давления;
7 - турбина низкого давления; 8 - нагрузка
Примечание - Отбор мощности от ГТД осуществляется
с вала ротора низкого давления
Рисунок 5 - Схема ГТУ с одновальным ГТД с отборами воздуха и горячего газа
1 - камера сгорания; 2 - компрессор; 3 - турбина; 4 - нагрузка
Рисунок 6 - Схема ГТУ с одновальным ГТД замкнутого цикла
1 - предварительный охладитель; 2 - подогреватель рабочего тела;
3 - компрессор низкого давления; 4 - компрессор высокого давления;
5 - турбина; 6 - нагрузка; 7 - промежуточный охладитель
ВК — вспомогательный компрессор пневмораспыления топлива: ПТ — паровая турбина; Р — редуктор блока разгонного устройства; ЭД — электродвигатель вспомогательного компрессора ГТ — газовая турбина; Т — подвод жидкого топлива, соответствующего ГОСТ 10743-75, 
= 42,32 МДж/кг (10 110 ккал/кг) ДТ — дымовая труба; АПК — антипомпажный клапа
Газотурбинные установки способны работать как на газообразном, так и на жидком топливе. Это качество делает газотурбинные электростанции более надежными и адаптивными, особенно при автономном энергоснабжении. Возможность работы на двух или трех видах топлива конструктивно может быть реализована в одной газотурбинной установке. В газотурбинных установках в качестве топлива используют дистилляты — продукты перегонки нефти (ГОСТ 10433-75).
В газотурбинных установках могут использоваться следующие виды топлива:
· природный газ;
· сжиженный газ;
· дизельное топливо;
· дистилляты;
· керосин;
· попутный нефтяной газ;
· биогаз (газ, образованный из отходов, сточных вод и мусорных свалок);
· шахтный газ;
· древесный газ и др;
Важной особенностью газотурбинных установок является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, а в первую очередь от его температуры. Под ее влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрессора и газовой турбины и в итоге — электрическая мощность ГТУ и ее КПД. В МЭИ выполнены многовариантные расчеты работы ГТЭ-150 на жидком газотурбинном топливе и на тюменском природном газе в зависимости от температуры и давления наружного воздуха (рис. 9.6, 9.7). Полученные результаты подтверждают повышение тепловой экономичности ГТУ с ростом температуры газов перед газовой турбиной 
и с понижениемтемпературы наружного воздуха 
. Повышение температуры от =800°С до = =1100°С повышает электрический КПД ГТУ на 3% при = -40 °С и на 19% при = 40 °С. Понижение температуры наружного воздуха с +40 до -40°С приводит к значительному увеличению электрической мощности ГТУ. Для различных начальных температур это увеличение составляет 140—160%. Для ограничения роста мощности ГТУ при понижении температуры наружного воздуха и с учетом возможности перегрузки электрогенератора (в рассматриваемом случае типа ТГВ-200) приходится воздействовать либо на температуру газов перед газовой турбиной, уменьшая расход топлива (кривые 4 на рис. 9.6 и 9.7), либо на
температуру наружного воздуха, подмешивая небольшое количество уходящих газов (2—4%) к засасываемому компрессором воздуху. Постоянный расход воздуха в диапазоне нагрузок 100—80% можно поддерживать также прикрытием входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ