Газотурбінна електростанція, теплова електростанція, в якій як привід електричного генератора використовується газова турбіна . Г . е з'явилися як станції, що працюють на продуктах підземній газифікації вугілля . Перша така Р. е. у СРСР — Шатськая буровугільна подземногазовая електростанція (Тульська обл.) — була споруджена в районі залягання високозольного і вологого бурого вугілля. Вугільні Р. е. широкого вживання не отримали головним чином із-за швидкого зносу лопаток газових турбін під впливом часток вугілля, що містяться в газах.
В 50—60-х рр. 20 ст в світовій практиці набули широкого поширення Р. е. з газотурбінними двигунами . Їх сумарна потужність до 1970 перевищила 2000 Мвт. Так, в США і Великобританії теплові блоки потужністю понад 500 Мвт, як правило, забезпечуються газотурбінними установками потужністю 25—35 Мвт для покриття навантажень в години «списів». Набули також поширення автоматичні Р. е. на базі авіаційних турбін з 2—4 газовими турбоагрегатами (кожен потужністю 10—20 Мвт ) . Конструктивно Р. е. можуть бути розміщені на напівпричепах-фургонах або залізничних платформах і використані в місцях нових родовищ корисних копалини, що розробляються, особливо в районах родовищ нафти, де Р. е. можуть працювати на попутному газі, або в районах будівництв як тимчасові електростанції. Р. е. можуть також служити резервними джерелами потужності, що включаються в разі виникнення в енергосистемах аварійних ситуацій. Р. е., призначені для покриття навантажень в години «списів», мають полегшену теплову схему без-регенераційного типа, ккд(коефіцієнт корисної дії) порядка 20—25%; вартість встановленого квт таких електростанцій складає приблизно 50% вартостей встановленого квт сучасною ТЕС(теплоелектростанція). Р. е. мають, як правило, високу міру автоматизації і дистанційне керування. Пуск станції і прийом навантаження, а також робота допоміжного устаткування (наприклад, поповнення паливних і масляних баків) зазвичай автоматизуються. Пересувні Р. е. застосовуються рідко, т. до. имеют низький ккд(коефіцієнт корисної дії) і відносно високу вартість устаткування по порівнянню, наприклад, з дизельними електростанціями . Існують проекти атомних Р. е. (США), у яких робочий газ (гелій), нагрітий до 800—1000°С, поступатиме від високотемпературних графіто-газовіх реакторів .
Перспективні комбіновані парогазотурбінні установки (ПГУ). У ПГУ паливо і повітря підводяться під тиском в камеру згорання; продукти згорання і нагріте повітря поступають в газову турбіну. Після перших рівнів газової турбіни продукти згорання відводяться в проміжну камеру згорання, в якій спалюється частина палива за рахунок надлишкового кисню, наявного в газах. З проміжної камери згорання продукти згорання поступають в подальші рівні турбіни, де відбуваються їх подальше розширення і охолоджування. Тепло відпрацьованих газів може бути використано для підігрівання води або вироблення пари низького тиску в парогенераторі. Повітря в камеру згорання подається компресором, розміщеним на одному валу з турбіною. Технологія, схема Р. е. відрізняється простотою малою кількістю допоміжного устаткування і трубопроводів. Комбінована ПГУ в нормальному режимі працює по паротурбінному циклу, а для покриття навантажень в години «списів» в енергосистемі перемикається на парогазовий цикл. При цьому удається отримувати високі початкові температури робочого тіла і порівняно низькі температури відведення тепла, що і визначає підвищений ккд(коефіцієнт корисної дії) в ПГУ при деякому зниженні капітальних витрат.
Перша в СРСР паро-газотурбінна установка загальною потужністю 16 Мвт була пущена в 1964 на Ленінградській ГЕС(гідроелектростанція)-1 як надбудова над існуючою паровою турбіною (30 Мвт ) . Услід за цією установкою був створений проект ПГУ потужністю 200 Мвт. До складу паро-газового блоку входять: газова турбіна (35—40 Мвт ) , розрахована на температуру газу перед турбіною 700—770°С; серійна парова турбіна (160 Мвт ) — на параметри пари 13 Мн/м 2 і 565/565 °С; високонапірний парогенератор продуктивністю 450 т/ч — на параметри пари 14 Мн/м 2 і 570/570°С.
