BR112020024555B1 - Usina de central de energia e método de operação da usina de central de energia - Google Patents

Usina de central de energia e método de operação da usina de central de energia Download PDF

Info

Publication number
BR112020024555B1
BR112020024555B1 BR112020024555-0A BR112020024555A BR112020024555B1 BR 112020024555 B1 BR112020024555 B1 BR 112020024555B1 BR 112020024555 A BR112020024555 A BR 112020024555A BR 112020024555 B1 BR112020024555 B1 BR 112020024555B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
natural gas
power plant
heat exchanger
heat
gas
Prior art date
Application number
BR112020024555-0A
Other languages
English (en)
Other versions
BR112020024555A2 (pt
BR112020024555B8 (pt
Inventor
Carsten Graeber
Uwe Juretzek
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Publication of BR112020024555A2 publication Critical patent/BR112020024555A2/pt
Publication of BR112020024555B1 publication Critical patent/BR112020024555B1/pt
Publication of BR112020024555B8 publication Critical patent/BR112020024555B8/pt

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • F02C7/224—Heating fuel before feeding to the burner
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F01K9/003—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines condenser cooling circuits
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
    • F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

A presente invenção refere-se a uma usina elétrica (1) com uma turbina a gás (2) que compreende um compressor (3), uma câmara de combustão (4), e uma turbina (5). A usina elétrica compreende adicionalmente uma linha de gás natural (6) para transportar gás natural líquido e gasoso, um compressor de gás natural (7) que é conectado à linha de gás natural (6) para aumentar uma pressão do gás natural líquido, e um expansor (8) que é conectado, da mesma forma, à linha de gás natural (6). A usina elétrica compreende adicionalmente um primeiro permutador de calor (9) que é conectado entre o compressor de gás natural (7) e o expansor (8) para evaporar o gás natural líquido, e um segundo permutador de calor (10) para aquecer adicionalmente o gás natural regaseificado, onde a usina elétrica compreende um gerador de vapor de calor de despejo (14), e o segundo permutador de calor (10) é acoplado ao pré-aquecedor de condensado (15) no gerador de vapor de calor de despejo (14). A invenção refere-se, adicionalmente, a um método de operação de tal usina elétrica (1).

Description

[0001] A invenção refere-se a uma usina de central elétrica e também a um método de operação da mesma. Em particular, a invenção se refere à evaporação energeticamente e economicamente ideal do gás natural líquido no caso de acoplamento direto a uma usina de turbina de gás e vapor ou a uma central de energia de gás.
[0002] O gás natural líquido (LNG) (T = 162 C) é normalmente evaporado por meio de calor ambiente (ar/água do mar) ou calor químico. Como uma alternativa, conceitos que tinham o objetivo de utilizar a energia de baixas temperaturas, por meio de ciclos Rankine orgânicos em cascata, foram desenvolvidos.
[0003] É um objetivo da invenção se fornecer uma usina de central de energia que torne um desempenho aperfeiçoado, ou uma eficiência aperfeiçoada, possível e, ao mesmo tempo, que possa ser produzida de forma muito simples e barata. Um objetivo adicional da invenção é se fornecer um método correspondente para operação de tal usina de central de energia.
[0004] A invenção alcança o objetivo direcionado para uma usina de central de energia propondo uma usina de central de energia que possui uma turbina a gás, que compreende um compressor, uma câmara de combustão e uma turbina, possuindo, adicionalmente, um duto de gás natural para o transporte de gás natural líquido e gasoso para a turbina a gás, um compressor de gás natural instalado no duto de gás natural para elevar uma pressão do gás natural líquido e um expansor instalado da mesma forma no duto de gás natural, compreendendo, adicionalmente, um primeiro permutador de calor disposto entre o compressor de gás natural e o expansor, para evaporar o gás natural líquido, e um segundo permutador de calor para aquecer o gás natural regaseificado adicionalmente, onde a usina de central de energia compreende um gerador de vapor de calor de despejo e onde o segundo permutador de calor é acoplado a um pré-aquecedor de condensação no gerador de vapor de calor de despejo.
[0005] O acoplamento da evaporação de gás natural líquido para um expansor a jusante possibilita que se alcance a utilização máxima da baixa temperatura para a geração de energia elétrica com eficiências muito altas. O acoplamento do segundo permutador de calor a um pré- aquecedor de condensação, isso é, à última superfície de aquecimento no gerador de vapor de calor de despejo, aquece o gás natural previamente evaporado adicionalmente para cerca de 130 a 170 C.
[0006] É particularmente vantajoso, em termos de eficiência da usina de central de energia, que um terceiro permutador de calor seja instalado no duto de gás natural a jusante do expansor. Apesar de, a princípio, ser possível também se aquecer o gás natural até tal ponto que, mesmo depois da expansão o mesmo poder ser alimentado, adequadamente pré-aquecido, para combustão, utilizando o segundo permutador de calor, de modo que o uso de um terceiro permutador de calor possa ser omitido por motivos econômicos, a variação tecnicamente melhor é o aquecimento adicional pelo terceiro permutador de calor a jusante da expansão.
[0007] Em uma modalidade vantajosa da invenção, o primeiro permutador de calor é conectado através de um circuito de meio de transferência de calor a um duto de entrada de ar da turbina a gás.
[0008] Em uma outra modalidade vantajosa, o primeiro permutador de calor é conectado, através de um circuito de meio de transferência de calor, a um sistema de resfriamento da usina de central de energia. Aqui, o calor do ar de entrada da turbina a gás ou do sistema de resfriamento pode ser utilizado em paralelo ou em série.
[0009] Com relação à capacidade de condução de frio e calor do fluido de transferência de calor, é vantajoso que o circuito de meio de transferência de calor seja um circuito de água e glicol.
[0010] É vantajoso para um ponto de saída de condensado quente que o segundo permutador de calor esteja localizado a jusante na direção do fluxo da água de alimentação de uma bomba de água de alimentação de alta pressão, com pressão adequadamente alta, a fim de evitar que o gás natural entre no circuito de água e vapor no caso de um vazamento, o que seria desvantajoso do ponto de vista da segurança.
[0011] Como uma alternativa, é vantajoso que um ponto de saída de condensado quente para o segundo permutador de calor esteja localizado a jusante na direção de fluxo do condensado de uma bomba de recirculação de condensado e o segundo permutador de calor seja um permutador de calor de segurança de parede dupla, como uma medida para se evitar o excesso indesejável de gás natural. Essa disposição alternativa do ponto de saída de condensado quente apresenta a vantagem em termos de eficiência.
[0012] Com relação ao terceiro permutador de calor, é vantajoso que o mesmo seja acoplado a um sistema de água de alimentação do gerador de vapor de calor de despejo. Depois que o gás natural pré- aquecido foi despressurizado com a produção de trabalho por meio do expansor para o nível de pressão de gás necessário para a operação da turbina a gás, uma temperatura de gás de cerca de 40 a 70 C é estabelecida. A fim de se alcançar a temperatura máxima de combustível de turbina a gás, que é permitida por motivos de desempenho, o terceiro permutador de calor é disposto no duto de gás natural entre o expansor e a turbina a gás. Esse terceiro permutador de calor retira seu calor da água de alimentação de pressão intermediária ou alta pressão do gerador de vapor de calor de despejo.
[0013] Essa abordagem também pode ser utilizada nas estações de energia de turbina a gás, mesmo quando nenhum gerador de vapor de calor de despejo é fornecido em tal configuração de central de energia. As superfícies de transferência de calor necessárias para a integração do calor de gás de exaustão aos segundo e terceiro permutadores de calor podem, por exemplo, ser dispostas em um bypass da pilha interna da turbina a gás, onde o gás de exaustão quente é transportado através de um canal separado com as superfícies de aquecimento e resfriado e misturado novamente na corrente de gás de exaustão principal.
[0014] O objetivo direcionado a um método é alcançado por um método para operação de uma usina de central de energia possuindo evaporação de gás natural líquido, onde o gás natural líquido é trazido para pelo menos 15000 kPa (150 bar) e o calor de um ar de entrada de uma turbina a gás e/ou de um sistema de resfriamento da usina de central de energia é utilizado para gaseificar o gás natural líquido e onde, em uma etapa adicionalmente, o gás natural é aquecido adicionalmente pela permuta de calor com condensado quente a partir de um pré-aquecedor de condensado de um gerador de vapor de calor de despejo.
[0015] É vantajoso aqui que o gás natural, que foi aquecido adicionalmente, seja despressurizado com a produção de trabalho por meio de um expansor para um nível de pressão necessário para a operação da turbina a gás.
[0016] Adicionalmente, é vantajoso que o gás natural despressurizado seja aquecido adicionalmente pela permuta de calor com a água de alimentação.
[0017] Em usinas de central de energia com uma turbina a gás, mas sem um circuito de água e vapor, o gás de exaustão quente pode ser transportado através de um canal que possui superfícies de aquecimento para evaporação e aquecimento do gás natural líquido e, depois de resfriar, é misturado novamente na corrente de gás de exaustão principal.
[0018] O acoplamento da revaporização a um expansor a jusante e uma integração frio/quente ideal associada ao processo de gás e vapor, através de uma pluralidade de permutadores de calor, possibilita que se alcance um desempenho significativamente aperfeiçoado de gás e vapor, tanto com relação ao gás, quanto com relação à energia de vapor (até cerca de +10%) e também com relação à eficiência de gás e vapor (por exemplo, + 0,3 - + 0,5%). O conceito assume um tanque LNG com aumento de pressão subsequente para cerca de 15000 kPa (150 bar). Em um permutador de calor a jusante, a evaporação do LNG ocorre em alta pressão até uma temperatura de cerca de 5 C (temperaturas ligeiramente abaixo de 0 C também são permitidas desde que água quente suficiente esteja disponível no segundo permutador de calor).
[0019] A vantagem desse conceito se encontra não apenas no aperfeiçoamento óbvio do desempenho mas, especialmente, na obtenção comparativamente barata desse aperfeiçoamento de desempenho, visto que todos os componentes, com a exceção do expansor (incluindo o gerador e sistemas auxiliares), e do segundo permutador de calor, precisam ser (primeiro permutador de calor e bomba de gás líquido) ou devem ser (terceiro permutador de calor) utilizados nas estações de energia alimentadas por LNG correspondentes.
[0020] A invenção é ilustrada em maiores detalhes por meio de exemplo com o auxílio dos desenhos. Os desenhos ilustram, de forma esquemática e fora de escala:
[0021] A figura 1 - uma usina de turbina de gás e vapor, de acordo com a invenção; e
[0022] A figura 2 - uma usina de turbina a gás.
[0023] A figura 1 ilustra, de forma esquemática e por meio de exemplo, uma usina de central de energia 1, de acordo com a invenção, configurada como uma usina de turbina a gás e vapor.
[0024] A usina de central de energia 1 compreende uma turbina a gás 2 que possui um compressor 3, uma câmara de combustão 4 e uma turbina 5. A figura 1 ilustra um duto de gás natural 6 para transportar o gás natural líquido e gasoso que ramifica a partir de um tanque de gás natural 22, onde o duto de um compressor de gás natural 7, para elevar uma pressão do gás natural líquido, e um expansor 8, são instalados.
[0025] Entre o compressor de gás natural 7 e o expansor 8, existe um primeiro permutador de calor 9 para evaporar o gás natural líquido e um segundo permutador de calor 10 para aquecer, adicionalmente, o gás natural regaseificado. Adicionalmente, um terceiro permutador de calor 11 é disposto no duto de gás natural 6 a jusante do expansor 8.
[0026] O primeiro permutador de calor 9 é conectado, através de um circuito de meio de transferência de calor 12 e um quarto permutador de calor 28, a um duto de entrada de ar 13 da turbina a gás 2 e, através de um quinto permutador de calor 29, a um sistema de resfriamento da usina de central de energia 1. No exemplo de trabalho ilustrado na figura 1, os quarto e quinto permutadores de calor 28, 29 são dispostos em série. No entanto, uma disposição paralela também é concebível.
[0027] O circuito de meio de transferência de calor 12 é tipicamente um circuito de água e glicol.
[0028] Quando a usina de central de energia 1 é uma usina de turbina a gás e a vapor, como ilustrado na figura 1, então, a mesma compreende adicionalmente um gerador de vapor de calor de despejo 14, com o segundo permutador de calor 10 sendo acoplado a um pré- aquecedor de condensado 15 no gerador de vapor de calor de despejo 14. A figura 1 ilustra ambas as opções para a saída de condensado quente para o segundo permutador de calor 10. No primeiro caso, um ponto de saída de condensado quente 16 é localizado a jusante de uma bomba de água de alimentação em alta pressão 17. No segundo caso, o ponto de saída de condensado quente 16 está localizado a jusante de uma bomba de recirculação de condensado 18. Nesse caso, o segundo permutador de calor 10 deve ser configurado como um permutador de calor de segurança de parede dupla.
[0029] Finalmente, a figura 1 ilustra que o terceiro permutador de calor 11 é acoplado a um sistema de água de alimentação 19 do gerador de vapor de calor de despejo 14.
[0030] É possível se retirar água de alimentação da parte de alta pressão 23 ou da parte de pressão intermediária 24 para aquecer o gás natural por meio do terceiro permutador de calor 11. A figura 1 ilustra ambas as variantes.
[0031] O conceito da invenção também pode ser aplicado a outros tipos de estações de energia. A figura 2 ilustra uma usina de turbina a gás 25 com a pilha de gás de exaustão 26 e também um bypass de pilha 20 na pilha de gás de exaustão 26. A disposição dos componentes para regaseificação do gás natural permanece inalterada em comparação com a usina da figura 1. O calor para os segundo e terceiro permutadores de calor 10, 11 é obtido aqui do gás de exaustão da turbina a gás através das superfícies adequadas de permuta de calor 21 no bypass de pilha 20, da pilha de gás de exaustão 26. Durante a operação, parte do gás de exaustão é transportada através do bypass da pilha 20 e, depois da transferência de calor para as superfícies adequadas de transferência de calor 21, misturado de volta à corrente de gás de exaustão principal 27.

Claims (11)

1. Usina de central de energia (1) possuindo uma turbina a gás (2), que compreende um compressor (3), uma câmara de combustão (4) e uma turbina (5), possuindo adicionalmente um duto de gás natural (6) para transportar gás natural líquido e gasoso para a turbina a gás (2), um compressor de gás natural (7), instalado no duto de gás natural (6), para elevar uma pressão de gás natural líquido e um expansor (8), instalado da mesma forma no duto de gás natural (6), compreendendo adicionalmente um primeiro permutador de calor (9) disposto entre o compressor de gás natural (7) e o expansor (8) para evaporar o gás natural líquido, e um segundo permutador de calor (10) para aquecimento adicional do gás natural regaseificado, sendo que a usina de central de energia (1) compreende um gerador de vapor de calor de despejo (14), caracterizada pelo fato de o segundo permutador de calor (10) ser acoplado a um pré-aquecedor de condensado (15) no gerador de vapor de calor de despejo (14).
2. Usina de central de energia, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um terceiro permutador de calor (11) instalado no duto de gás natural (6) a jusante do expansor (8).
3. Usina de central de energia (1), de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizada pelo fato de o primeiro permutador de calor (9) ser conectado, através de um circuito de meio de transferência de calor (12), dentro de um duto de entrada de ar (13) da turbina a gás (2).
4. Usina de central de energia (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de o primeiro permutador de calor (9) ser conectado, através de um circuito de meio de transferência de calor (12), a um sistema de resfriamento da usina de central de energia (1).
5. Usina de central de energia (1), de acordo com a reivindicação 3 ou 4, caracterizada pelo fato de o circuito de meio de transferência de calor (12) ser um circuito de água e glicol.
6. Usina de central de energia (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de um ponto de saída de condensado quente (16) para o segundo permutador de calor (10) estar localizado a jusante na direção de fluxo da água de alimentação de uma bomba de água de alimentação com alta pressão (17).
7. Usina de central de energia (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de um ponto de saída de condensado quente (16) para o segundo permutador de calor (10) estar localizado a jusante na direção de fluxo de condensado de uma bomba de recirculação de condensado (18), e o segundo permutador de calor (10) ser um permutador de calor de segurança de parede dupla.
8. Usina de central de energia (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 7, caracterizada pelo fato de o terceiro permutador de calor (11) ser acoplado a um sistema de água de alimentação (19) do gerador de vapor de calor de despejo (14).
9. Método de operação da usina de central de energia (1), como definida em qualquer uma das reivindicações precedentes, possuindo evaporação de gás natural líquido, sendo que o gás natural líquido é trazido para pelo menos 15000 kPa (150 bar), e calor de uma entrada de ar da turbina a gás e/ou de um sistema de resfriamento da usina de central de energia (1) é utilizado para gaseificar gás natural líquido, caracterizado pelo fato de, em uma etapa adicional, gás natural ser aquecido adicionalmente em permuta de calor com condensado quente a do pré-aquecedor de condensado (15) do gerador de vapor de calor de despejo (14).
10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o gás natural, que foi aquecido adicionalmente, ser despressurizado com a produção de trabalho por meio do expansor (8) para um nível de pressão de gás necessário para uma operação de turbina a gás.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de o gás natural despressurizado ser aquecido adicionalmente em permuta de calor com água de alimentação.
BR112020024555A 2018-07-13 2019-05-17 Usina de central de energia e método de operação da usina de central de energia BR112020024555B8 (pt)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP18183389.8A EP3594460A1 (de) 2018-07-13 2018-07-13 Kraftwerksanlage mit erdgasregasifizierung
EP18183389.8 2018-07-13
PCT/EP2019/062820 WO2020011430A1 (de) 2018-07-13 2019-05-17 Kraftwerksanlage mit erdgasregasifizierung

Publications (3)

Publication Number Publication Date
BR112020024555A2 BR112020024555A2 (pt) 2021-03-09
BR112020024555B1 true BR112020024555B1 (pt) 2022-11-29
BR112020024555B8 BR112020024555B8 (pt) 2023-01-10

Family

ID=63035854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BR112020024555A BR112020024555B8 (pt) 2018-07-13 2019-05-17 Usina de central de energia e método de operação da usina de central de energia

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20210246833A1 (pt)
EP (2) EP3594460A1 (pt)
JP (1) JP7121185B2 (pt)
KR (1) KR102503727B1 (pt)
CN (1) CN112400053A (pt)
BR (1) BR112020024555B8 (pt)
ES (1) ES2916602T3 (pt)
WO (1) WO2020011430A1 (pt)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102621628B1 (ko) * 2019-05-10 2024-01-08 미쯔비시 파워 아메리카스, 아이엔씨. 복합 사이클 발전소용 이중 사이클 시스템

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1295046A (fr) * 1960-08-25 1962-06-01 Conch Int Methane Ltd Procédé de chauffage de fluides à basse température avec production d'énergie
JPS55148907A (en) * 1979-05-08 1980-11-19 Setsuo Yamamoto Compound cycle plant
JPS57159903A (en) * 1981-03-27 1982-10-02 Toshiba Corp Generator with combined cycle
US4932204A (en) * 1989-04-03 1990-06-12 Westinghouse Electric Corp. Efficiency combined cycle power plant
JPH0688538A (ja) * 1992-09-08 1994-03-29 Toshiba Corp ガスタービンプラント
AU7873494A (en) * 1993-12-10 1995-06-27 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
DE19619470C1 (de) * 1996-05-14 1997-09-25 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage sowie Verfahren zu deren Betrieb
WO2001007765A1 (en) * 1999-07-22 2001-02-01 Bechtel Corporation A method and apparatus for vaporizing liquid gas in a combined cycle power plant
JP3697476B2 (ja) 2000-02-29 2005-09-21 Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 ガス圧力エネルギを利用した複合発電システム
JP4090668B2 (ja) 2000-04-28 2008-05-28 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電設備
US6457315B1 (en) * 2000-12-07 2002-10-01 Ipsi, Llc Hybrid refrigeration cycle for combustion turbine inlet air cooling
JP4317187B2 (ja) 2003-06-05 2009-08-19 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 液化天然ガスの再ガス化の構成および方法
MX2007000341A (es) * 2004-07-14 2007-03-27 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para generacion de energia con regasificacion de gas natural licuado integrado.
JP5026588B2 (ja) * 2007-05-30 2012-09-12 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Ｌｎｇ再ガス化および発電
JP6018065B2 (ja) * 2010-09-30 2016-11-02 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 二系統燃料の航空機システムおよびそれを動作させるための方法
US8813471B2 (en) * 2011-06-29 2014-08-26 General Electric Company System for fuel gas moisturization and heating
CN105074167A (zh) * 2012-12-28 2015-11-18 通用电气公司 用于在飞机中传送燃料的低温燃料系统和方法
US9963994B2 (en) * 2014-04-08 2018-05-08 General Electric Company Method and apparatus for clearance control utilizing fuel heating
US20160281604A1 (en) * 2015-03-27 2016-09-29 General Electric Company Turbine engine with integrated heat recovery and cooling cycle system

Also Published As

Publication number Publication date
JP7121185B2 (ja) 2022-08-17
CN112400053A (zh) 2021-02-23
WO2020011430A1 (de) 2020-01-16
BR112020024555A2 (pt) 2021-03-09
US20210246833A1 (en) 2021-08-12
KR102503727B1 (ko) 2023-02-27
BR112020024555B8 (pt) 2023-01-10
ES2916602T3 (es) 2022-07-04
JP2021524558A (ja) 2021-09-13
EP3775506A1 (de) 2021-02-17
EP3594460A1 (de) 2020-01-15
EP3775506B1 (de) 2022-03-30
KR20210028696A (ko) 2021-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8752382B2 (en) Dual reheat rankine cycle system and method thereof
EP2203630B1 (en) System for recovering waste heat
JP6245404B1 (ja) 燃焼装置および発電設備
US20080289313A1 (en) Direct heating organic rankine cycle
US11274575B2 (en) Gas turbine plant and operation method therefor
US20100263380A1 (en) Cascaded organic rankine cycle (orc) system using waste heat from a reciprocating engine
US11300010B2 (en) Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method
BR112012011468B1 (pt) Sistema de recuperação de calor residual e método recuperação de calor residual
JP2011032954A (ja) 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム
JP2012149541A (ja) 排熱回収発電装置および船舶
KR101984438B1 (ko) 급수 방법, 이 방법을 실행하는 급수 계통, 급수 계통을 구비하는 증기 발생 설비
WO2020005220A1 (en) Organic rankine cycle for combined-cycle power plant
US10830105B2 (en) System and method for improving output and heat rate for a liquid natural gas combined cycle power plant
US9404393B2 (en) Combined cycle power plant
KR102220071B1 (ko) 보일러 시스템
WO2017199170A1 (en) Cogenerative organic rankine cycle system
EP2895708B1 (en) System for recovering through an organic rankine cycle (orc) energy from a plurality of heat sources
BR112020024555B1 (pt) Usina de central de energia e método de operação da usina de central de energia
CN109891058A (zh) 热交换系统及其运转方法、燃气轮机的冷却系统及冷却方法、以及燃气轮机系统
KR20140085003A (ko) 선박의 폐열을 이용한 에너지 절감시스템
RU2686541C1 (ru) Парогазовая установка
RU2745182C1 (ru) Парогазовая установка на сжиженном природном газе
BR112020010611B1 (pt) Aparelho para a geração de energia elétrica e processo para a geração de energia elétrica
BR112020010611A2 (pt) regaseificação do gás lng
ITMI20090039A1 (it) Procedimento e sistema per la generazione di energia utilizzante sorgenti di calore liquide e o gassose a bordo di unita navali

Legal Events

Date Code Title Description
B350 Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 17/05/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS

B25A Requested transfer of rights approved

Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH AND CO. KG (DE)