CN1094557C - 燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置 - Google Patents

燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置 Download PDF

Info

Publication number
CN1094557C
CN1094557C CN98808327A CN98808327A CN1094557C CN 1094557 C CN1094557 C CN 1094557C CN 98808327 A CN98808327 A CN 98808327A CN 98808327 A CN98808327 A CN 98808327A CN 1094557 C CN1094557 C CN 1094557C
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
steam
steam turbine
water
pressure stage
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN98808327A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1267358A (zh
Inventor
埃里克·施密德
赫尔穆特·施蒂尔斯托弗
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
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 AG filed Critical Siemens AG
Publication of CN1267358A publication Critical patent/CN1267358A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1094557C publication Critical patent/CN1094557C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种运行燃气和蒸汽轮机装置(1)的方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置，其中，既可用煤气也可用油作燃料运行的燃气轮机(2)膨胀作功后的工质(AM)中所含的热量被用来为所属的至少包含一高压级(50)的蒸汽轮机(20)产生蒸汽，为了在设备和运行费用低的同时能与燃气轮机使用的燃料无关地获得特别高的装置效率，按本发明，在燃气轮机(2)从煤气运行转换为燃料油运行后，要供入高压级(50)的给水分成第一和第二分流(T1、T2)，其中只预热分流(T1、T2)中的一支。在特别适用于实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置(1)中，一根旁通管(142)与配属于高压级(50)的给水预热器(52)并联。

Description

燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施 此方法的燃气和蒸汽轮机装置
本发明涉及一种燃气和蒸汽轮机装置的运行方法，其中，既可用燃气也可用油作燃料运行的燃气轮机膨胀作功后的工质中所含的热量被用来为所属的至少包含一高压级的蒸汽轮机产生蒸汽。本发明还涉及一种特别适用于实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置，它包括一个既可用燃气也可用油作燃料运行的燃气轮机和设在燃气轮机下游烟气侧的余热锅炉，后者用于为所属的至少包含一高压级的蒸汽轮机产生蒸汽。
在燃气和蒸汽轮机装置中，从燃气轮机排出的膨胀后的工质中所包含的热量被用来产生用于蒸汽轮机的蒸汽。热的传输在燃气轮机下游的余热锅炉中进行，在那里设有形式上为管子或管束的加热面。它们又连接在蒸汽轮机的水汽循环中。水汽循环包括一个或多个(例如两个或三个)压力级，其中每个压力级通常具有一个预热加热面(燃料节省器)、一个蒸发加热面和一个过热加热面。采用这类例如由EP0148973B1已知的燃气和蒸汽轮机装置，依据在蒸汽轮机的水汽循环内存在的压力比，可以实现约50％或更多的热效率。
此类燃气和蒸汽轮机装置的燃气轮机可设计成以不同类型的燃料来驱动运行。然而视作为设计依据的燃料的不同类型，对处于燃气轮机下游烟气侧的余热锅炉有不同的要求。例如用煤气作为燃气轮机的燃料通常有高的纯度，所以在从燃气轮机流出的烟气内只含少量的杂质。
与之相反，当燃料油作为燃气轮机的燃料时在从燃气轮机流出的烟气中必须考虑所含的杂质。其中尤其可能产生二氧化硫(SO2)或三氧化硫(SO3)，它与水反应后以硫酸(H2SO4)的形式沉积在余热锅炉内的加热面上并会对其造成腐蚀。因此，当采用油作燃气轮机燃料时，对余热锅炉提出了与采用煤气作燃气轮机燃料时不同的要求。
在采用燃料油作燃气轮机燃料时特别应当注意的是，在余热锅炉内部连接在蒸汽轮机的水汽循环中的加热面和管路有相当高的温度，确切地说温度在硫酸的露点之上。为此，在燃气轮机用燃料油运行时，流入余热锅炉中的水或凝结水的进口温度与燃气轮机用煤气运行时相比提高了并调整为约120℃至130℃。
在燃气和蒸汽轮机装置中，当燃料油作为燃气轮机的燃料只在短的运行时间内(例如500至1500h/a)用作天然气“备份(Backup)”时，通常主要针对用天然气运行燃气轮机来进行设计和优化。为保证在燃气轮机用燃料油运行时流入余热锅炉中的凝结水有足够高的进口温度，可以按不同的方式从余热锅炉本身提取必要的热量。
有一种可能性是，将通常设置的凝结水预热器全部或部分旁通以及通过供入低压蒸汽加热连接在水汽循环内的给水箱中的凝结水。当然，这种方法在低的蒸汽压力的情况下要求在给水箱内有大体积的和尤其是多级的加热用蒸汽系统，在加热强度大时这会危及通常在给水箱内进行的除气功能。
为保证凝结水高效除气，在给水箱内的凝结水温度应始终保持在温度范围130°与160°之间，与此同时凝结水在给水箱内的加热强度应保持得尽可能低。这例如可以通过一个用蒸汽加热的附加的预热器对凝结水进行预热来实现。
为了对此提供足够的热量，在双压力或三压力装置中往往有必要从余热锅炉的高压节省器中提取热水。然而在三压力装置中这样做具有缺点，因为这会影响通常设有的高压给水泵的输送量，以及，必须按特别不经济的方式针对高压及大的温度差设计附加的凝结水预热器。
在采用燃料油运行燃气轮机时，所有给水泵或每台给水泵会以不利的方式产生节流损失。此外，从高压节省器提取热水还导致由于降低所谓的高压入口温度(Hochdruck-Approach-Temperatur)减小高压蒸汽量，其结果是再次导致降低装置效率。
另一种证明是适用的方法是，当燃气轮机用燃料油运行时，凝结水在给水箱内或在除气器中的加热用从中间过热管抽取的蒸汽协助。然而此方法不能用于没有给水箱或没有除气器的装置。
在采用燃料油作为燃气轮机的燃料时，所述的预热凝结水的方案考虑到所需要的部件以及此燃气和蒸汽轮机装置的运行方式，是比较昂贵的。此外，在燃气轮机用燃料油运行时，设备效率也是受限制的。
因此本发明的目的在于提供一种运行上述类型燃气和蒸汽轮机装置的方法，用此方法在设备和运行费用低的同时，能与燃气轮机使用的燃料无关地获得特别高的设备效率。此外应提供一种特别适用于实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置。
按本发明为达到上述有关方法方面的目的采取的措施是，在燃气轮机从煤气运行转换为燃料油运行后，将要供入蒸汽轮机高压级的给水分成第一和第二分流，其中只预热其中一支分流。
本发明考虑问题的出发点在于，在燃气轮机用燃料油运行时，附加需要的凝结水预热采取特别简单的措施和以特别简单的方式来保证，亦即为此所需要的热量不是通过水汽循环而确切地说是通过来自燃气轮机的烟气传递给凝结水。这样一来，可以取消在通过水汽循环进行热传输时所需要的一些部件，例如换热器、混合式预热器、蒸汽减压站和/或相应的管路等等。随之而来的是，在燃气轮机用燃料油运行时，在适当位置从燃气轮机烟气提取的热量与燃气轮机用煤气运行相比减少了，从而可提供足够多的排气热量用于凝结水预热。
为了恰当地改进从燃气轮机烟气提取热量，对用于蒸汽轮机高压级的给水进行预热。在设计为三压力设备的燃气和蒸汽轮机装置中，可以选择或附加地规定根据运行方式相应地改变对中压级给水的预热。
按有利的进一步发展，在燃气轮机从煤气运行转换为燃料油运行后提高在蒸汽轮机低压级中的运行压力。由此保证，在燃气轮机用燃料油运行时由于对高压级给水比较低的预热，在烟气内剩余的热量不通过低压加热面传给蒸汽轮机的水汽循环，而事实上仍继续留在烟气内并因而保证可靠地用于预热凝结水。
调整低压级内的运行压力可停止在低压级内产生蒸汽。不过恰当的方式是将蒸汽轮机低压级内的运行压力提高到例如约10至15bar，使低压级还只留有为维持系统工作的最低蒸汽产量。
为了在燃气轮机运行方式改变后的过渡阶段也有特别高的效率，第一和第二分流的分配比例最好根据要供入高压级的凝结水温度进行调整。在这种情况下流入余热锅炉的凝结水温度可以特别有利的方式被监控。
按本发明为达到上述有关燃气和蒸汽轮机装置方面的目的采取的措施是，一根旁通管与配属于蒸汽轮机高压级的给水预热器并联。
给水预热可以特别有利地适应于当时的运行条件，只要在旁通管内连接一个可根据要供入低压级的凝结水温度调整的阀。
采用本发明获得的优点主要在于，采取特别简单的措施保证了在燃气轮机用燃料油运行时与燃气轮机用煤气运行相比所要求的提高了的流入余热锅炉的水进口温度。可以取消为所需要的附加的凝结水预热通常所设的用于将热量从水汽循环传给凝结水(例如通过供入低压蒸汽)的昂贵的部件。代之以按这样的方式来保证有足够的热量传递给凝结水，即，在凝结水预热器区域内来自燃气轮机的烟气中还含有足够的热量。也就是说在燃气轮机用燃料油运行时所需要的附加的用于凝结水预热的热量，直接通过烟气传给凝结水。为此所需要的在结构上和运行方面的费用特别低。
除此以外，水汽循环的部件，例如高压给水泵的尺寸可以设计得比较小，因为它们无需设计成在燃气轮机用燃料油运行时从节省器提取附加的热量而旁通工作。此外，根据蒸汽轮机低压级和凝结水泵的设计，可将去往余热锅炉的水进口温度控制为高于130℃。由此实际上整个燃料油系列都可以用于此目的(作为备用燃料)，进而可以实现标准化。
下面借助于附图进一步说明本发明的实施例。附图示意表示了燃气和蒸汽轮机装置。
图示燃气和蒸汽轮机装置1包括一个燃气轮机装置1a和一个蒸汽轮机装置1b。燃气轮机装置1a包括燃气轮机2和与之连接的压气机4以及设在燃气轮机2上游的燃烧室6，后者与压气机4的新鲜空气管8连接。在燃气轮机2的燃烧室6内通入燃料管10，通过它可按选择将煤气或燃料油作为燃气轮机2的燃料B输入燃烧室6。燃气轮机2和压气机4以及发电机12装在公共的轴14上。
蒸汽轮机装置1b包括一个蒸汽轮机20和与之连接的发电机22，以及在水汽循环24内包括设在蒸汽轮机20下游的凝汽器26和余热锅炉30。蒸汽轮机20的组成部分有第一压力级或高压段20a和第二压力级或中压段20b以及第三压力级或低压段20c，它们通过公共轴32驱动发电机22。
为了将燃气轮机2内膨胀后的工质AM或烟气供入余热锅炉30，排气管34连接在余热锅炉30的进口30a上。来自燃气轮机2膨胀后的工质AM经余热锅炉出口30b朝着图中未进一步表示的烟囱的方向离开余热锅炉30。
余热锅炉30包括第一凝结水预热器40，它在进口侧可通过其中连接有凝结水泵组44的凝结水管42供给来自凝汽器26的凝结水K。凝结水预热器40出口侧与高压泵46连接。此外，凝结水管42还通过一根可用阀47截止的其中连接有循环泵49的循环管48与凝结水管45连接。因此通过循环管48、凝结水管42、凝结水预热器40和凝结水管45构成了凝结水K的循环回路，从而不需要给水箱。此外，当高压预热器40需要旁通时，凝结水管42可通过图中未表示的旁通管直接与高压泵46连接。
高压泵46将从凝结水预热器40流出的经过它预热的凝结水K置于一个对于高压级50适合的压力水平上，该高压级50位于水汽循环24中并配属于蒸汽轮机20。此处于高压下的凝结水可作为给水S通过给水预热器52供入高压级50，该给水预热器出口侧通过一根可用阀54截止的给水管56与一高压汽包58连接。高压汽包58与一个设在余热锅炉30内的高压蒸发器60连接构成一水汽循环62。为了排出新蒸汽F，高压汽包58与布置在余热锅炉30内的高压过热器64连接，后者的出口侧与蒸汽轮机20高压段20a的蒸汽进口66连接。
蒸汽轮机20高压段20a的蒸汽出口68通过一个中间过热器70与蒸汽轮机20中压段20b的蒸汽进口72连接。该中压段的蒸汽出口74通过一根溢流管76与蒸汽轮机20低压段20c的蒸汽进口78连接。蒸汽轮机20低压段20c的蒸汽出口80通过蒸汽管82与凝汽器26相连，从而形成了一个闭合的水汽循环24。
此外，从高压泵46在凝结水K达到中间压力的地方分出支管84。支管84通过第二给水预热器86与水汽循环中配属于蒸汽轮机20的中压级90连接。第二给水预热器86出口侧通过一根可用阀92截止的给水管94与中压级90的中压汽包96连接。中压汽包96与设在余热锅炉30内的中压蒸发器98连接构成水汽循环。为了排出中压新蒸汽F′，中压汽包96通过蒸汽管102与中间过热器70连接，并因而与蒸汽轮机20中压段20b的蒸汽进口72相连。
沿凝结水K的流动方向看，在凝结水泵组44后面，从凝结水管42再分出另一根凝结水管104，它通入布置在余热锅炉30内的第二凝结水预热器106中。此第二凝结水预热器106出口侧通过一根可用阀108截止的凝结水管110与水汽循环24中配属于蒸汽轮机20的低压级120连接。
低压级120包括低压汽包122，它与一个布置在余热锅炉30内的低压蒸发器124连接构成水汽循环126。为了排出低压新蒸汽F″，此低压汽包122通过蒸汽管128与溢流管76连接。此外，凝结水管110通过一根可用阀130截止的循环管132与凝结水管104连接，在此循环管132中连接有循环泵184。通过循环泵184，凝结水K可在一个由循环管132、凝结水管104、凝结水预热器106和凝结水管110构成的循环回路中循环，从而不再需要给水箱。在凝结水预热器106需要旁通时，凝结水管104可通过图中未表示的旁通管直接与凝结水管110连接。
一根可用阀140截止的旁通管142与配属于高压级50的给水预热器52并联。其中，阀140可根据要供入高压级50或中压级90的凝结水K的温度调整。为此，阀140以图中未进一步表示的方式与调节器连接，可向它输入一个表征要供入高压级50或中压级90的凝结水K温度的输入信号。
一根可用阀144截止的旁通管146同样与配属于中压级90的给水预热器86并联。此阀144以与阀140类似的方式可根据要供入高压级50或中压级90的凝结水K的温度调整。
燃气和蒸汽轮机装置1的燃气轮机2既可用煤气也可用燃料油作燃料B运行。当燃气轮机2用煤气运行时，输入余热锅炉30的工质AM有比较高的纯度，所以水汽循环24在这种运行状态在其效率方面可以优化。在此运行状态阀140、144关闭，所以由高压泵46输送的全部给水S通过给水预热器52或86流动并在那里被预热。
在燃气轮机2用燃料油运行时在输入余热锅炉30内的工质AM中可能含有杂质，尤其是二氧化硫SO2和硫酸H2SO4。为了在这种运行状态下可靠地避免损坏在余热锅炉30内的构件，在余热锅炉30中所设的全部加热面，亦即尤其是凝结水预热器40和凝结水预热器106，均以比硫酸露点高的温度运行。为此，与燃气轮机2用煤气运行相比，对于流入余热锅炉30中的凝结水K需要更高的水进口温度，并因而要求相比之下对凝结水进行更强烈预热。
这种比较强烈的凝结水预热不是通过将热量从水汽循环24传给凝结水K来实现，而是通过将工质AM中的热量直接传递给凝结水K来实现的。为此，在燃气轮机2从煤气运行转换为燃料油运行后，要供入高压级50和中压级90的给水S分别分成第一分流T1和第二分流T2，在这种情况下只预热分流T1、T2中的一支。
为做到这一点，阀140和144分别部分打开，所以要供往高压级50的给水流在给水预热器52和旁通管142中分配。同样，要供入中压级90的给水流在给水预热器86和旁通管146中分配。因此与燃气轮机2用煤气运行相比在给水预热器52、86区域内从工质AM中提取的热量较少。
此外，为保证将留在工质AM中的热量可靠地传递给凝结水K，将低压级120中的运行压力提高到约10至15bar。由此避免通过低压蒸发器124附加地吸收留在工质AM中的热量。从而保证通过凝结水预热器40、106可靠地附加加热凝结水K。
此燃气和蒸汽轮机装置1可在凝结水K进入余热锅炉30的进口温度超过130℃的情况下运行。因此燃气轮机2可使用很多种燃料油(作为备用燃料)，所以燃气和蒸汽轮机装置1可以机进行标准化，而不依赖于所使用的燃料油。

Claims (5)

1.一种运行燃气和蒸汽轮机装置(1)的方法，其中，既可用煤气也可用油作燃料运行的燃气轮机(2)膨胀作功后的工质(AM)中所含的热量被用来为蒸汽轮机(20)产生蒸汽，水汽循环(24)中至少包含配属于蒸汽轮机的高压级(50)，以及，在燃气轮机(2)从煤气运行转换为燃料油运行后，要供入高压级(50)的给水(S)分成第一和第二分流(T1、T2)，其中只预热分流(T1、T2)中的一支。
2.按照权利要求1所述的方法，其中，在燃气轮机(2)从煤气运行转换为燃料油运行后，提高在水汽循环(24)中配属于蒸汽轮机(20)的低压级(120)中的运行压力。
3.按照权利要求1或2所述的方法，其中，第一分流(T1)与第二分流(T2)之间的分配比例根据要供入高压级(50)的凝结水(K)的温度调整。
4.一种燃气和蒸汽轮机装置(1)，它包括一个既可用煤气也可用油作燃料运行的燃气轮机(2)和设在燃气轮机(2)下游烟气侧的余热锅炉(30)，后者用于为蒸汽轮机(20)产生蒸汽，至少包含配属于蒸汽轮机的一低压级(120)和一高压级(50)的水汽循环(24)，其中，一根旁通管(142)与配属于高压级(50)的给水预热器(52)并联。
5.按照权利要求4所述的燃气和蒸汽轮机装置(1)，在其旁通管(142)内连接一个可根据要供入高压级(50)的凝结水(K)的温度调整的阀(140)。
CN98808327A 1997-08-25 1998-08-12 燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置 Expired - Fee Related CN1094557C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19736889.1 1997-08-25
DE19736889A DE19736889C1 (de) 1997-08-25 1997-08-25 Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage und Gas- und Dampfturbinenanlage zur Durchführung des Verfahrens

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1267358A CN1267358A (zh) 2000-09-20
CN1094557C true CN1094557C (zh) 2002-11-20

Family

ID=7840053

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN98808327A Expired - Fee Related CN1094557C (zh) 1997-08-25 1998-08-12 燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置

Country Status (13)

Country Link
US (2) US6237321B1 (zh)
EP (1) EP1009919B1 (zh)
JP (1) JP4191894B2 (zh)
KR (1) KR100517785B1 (zh)
CN (1) CN1094557C (zh)
CA (1) CA2301521C (zh)
DE (2) DE19736889C1 (zh)
ES (1) ES2212347T3 (zh)
ID (1) ID24301A (zh)
MY (1) MY120236A (zh)
RU (1) RU2208685C2 (zh)
UA (1) UA44929C2 (zh)
WO (1) WO1999010627A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101218417B (zh) * 2005-06-21 2010-11-17 西门子公司 用于加速燃气轮机装置和蒸汽轮机装置的方法

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19837251C1 (de) * 1998-08-17 2000-02-10 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
TW541393B (en) 2000-07-25 2003-07-11 Siemens Ag Method to operate a gas-and steam turbine device and the corresponding device
EP1193373A1 (de) 2000-09-29 2002-04-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie entsprechende Anlage
US6685447B2 (en) 2002-01-25 2004-02-03 Hamilton Sundstrand Liquid cooled integrated rotordynamic motor/generator station with sealed power electronic controls
RU2326247C1 (ru) * 2007-01-23 2008-06-10 Михаил Юрьевич Кудрявцев Способ работы парогазовой энергетической установки с замкнутым контуром циркуляции газа
EP2034137A1 (de) * 2007-01-30 2009-03-11 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie dafür ausgelegte Gas- und Dampfturbinenanlage
EP2210043A2 (en) * 2007-03-22 2010-07-28 Nooter/Eriksen, Inc. High efficiency feedwater heater
JP2008248822A (ja) * 2007-03-30 2008-10-16 Toshiba Corp 火力発電所
US8112997B2 (en) * 2008-04-28 2012-02-14 Siemens Energy, Inc. Condensate polisher circuit
US8069667B2 (en) * 2009-02-06 2011-12-06 Siemens Energy, Inc. Deaerator apparatus in a superatmospheric condenser system
US8418467B2 (en) * 2010-06-29 2013-04-16 General Electric Company System including feedwater heater for extracting heat from low pressure steam turbine
US9404393B2 (en) 2011-03-24 2016-08-02 General Electric Company Combined cycle power plant
JP5618336B2 (ja) * 2012-01-24 2014-11-05 三菱日立パワーシステムズ株式会社 コンバインドサイクル型発電プラントおよび運転方法
MD4386C1 (ro) * 2012-01-26 2016-07-31 Борис КАРПОВ Complex integrat al instalaţiei de gaze-abur cu cazan recuperator cu sistemul de rectificare a petrolului şi a reziduului distilării lui al uzinei de prelucrare a petrolului
RU2529296C2 (ru) * 2012-03-27 2014-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТурбоЗАР" Двухроторный воздушный компрессор для парогазовых установок
US9097418B2 (en) * 2013-02-05 2015-08-04 General Electric Company System and method for heat recovery steam generators
US9739478B2 (en) 2013-02-05 2017-08-22 General Electric Company System and method for heat recovery steam generators
DE102013204396A1 (de) * 2013-03-13 2014-09-18 Siemens Aktiengesellschaft Kondensatvorwärmer für einen Abhitzedampferzeuger
EP2824293A1 (en) 2013-07-08 2015-01-14 Alstom Technology Ltd Power plant with integrated fuel gas preheating
US9404395B2 (en) * 2013-11-22 2016-08-02 Siemens Aktiengesellschaft Selective pressure kettle boiler for rotor air cooling applications
EP2940381B1 (en) 2014-04-28 2016-12-28 General Electric Technology GmbH System for fluid medium preheating
US10393369B2 (en) 2014-04-28 2019-08-27 General Electric Company System and method for fluid medium preheating
US9890709B2 (en) 2014-11-03 2018-02-13 General Electric Company Method and system for gas turbine extraction
CA3034926C (en) * 2015-02-06 2019-10-01 Florida Turbine Technologies, Inc. Apparatus and process of retrofitting a combined cycle power plant
CN108474268B8 (zh) * 2015-12-22 2021-01-19 西门子能源美国公司 联合循环动力装置中的烟囱能量控制
US10557378B2 (en) * 2016-03-07 2020-02-11 General Electric Technology Gmbh System and method for regulating condensation of flue gas in a steam generator
US11118781B2 (en) 2016-07-19 2021-09-14 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Vertical heat recovery steam generator
US11199113B2 (en) 2018-12-21 2021-12-14 General Electric Company Combined cycle power plant and method for operating the combined cycle power plant
US10851990B2 (en) 2019-03-05 2020-12-01 General Electric Company System and method to improve combined cycle plant power generation capacity via heat recovery energy control

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2551181A1 (fr) * 1983-08-26 1985-03-01 Gen Electric Centrale a cycle mixte et deux combustibles
EP0281151A2 (en) * 1987-03-05 1988-09-07 Babcock-Hitachi Kabushiki Kaisha Waste heat recovery system
EP0400370A2 (en) * 1989-06-01 1990-12-05 Westinghouse Electric Corporation A method for heat recovery in a combined cycle power plant

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3319711A1 (de) * 1983-05-31 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kombinierte gasturbinen-dampfturbinen-anlage mit vorgeschalteter kohlevergasungsanlage
JPH01113507A (ja) * 1987-10-26 1989-05-02 Toshiba Corp 排熱回収熱交換器
DE4029991A1 (de) * 1990-09-21 1992-03-26 Siemens Ag Kombinierte gas- und dampfturbinenanlage

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2551181A1 (fr) * 1983-08-26 1985-03-01 Gen Electric Centrale a cycle mixte et deux combustibles
EP0281151A2 (en) * 1987-03-05 1988-09-07 Babcock-Hitachi Kabushiki Kaisha Waste heat recovery system
EP0400370A2 (en) * 1989-06-01 1990-12-05 Westinghouse Electric Corporation A method for heat recovery in a combined cycle power plant

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101218417B (zh) * 2005-06-21 2010-11-17 西门子公司 用于加速燃气轮机装置和蒸汽轮机装置的方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2208685C2 (ru) 2003-07-20
JP4191894B2 (ja) 2008-12-03
UA44929C2 (uk) 2002-03-15
KR100517785B1 (ko) 2005-09-30
CN1267358A (zh) 2000-09-20
ID24301A (id) 2000-07-13
KR20010023004A (ko) 2001-03-26
MY120236A (en) 2005-09-30
US6363711B2 (en) 2002-04-02
EP1009919B1 (de) 2003-12-10
CA2301521A1 (en) 1999-03-04
CA2301521C (en) 2006-10-10
EP1009919A1 (de) 2000-06-21
US6237321B1 (en) 2001-05-29
WO1999010627A1 (de) 1999-03-04
JP2001514353A (ja) 2001-09-11
DE59810414D1 (de) 2004-01-22
US20010007190A1 (en) 2001-07-12
DE19736889C1 (de) 1999-02-11
ES2212347T3 (es) 2004-07-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1094557C (zh) 燃气和蒸汽轮机装置的运行方法和实施此方法的燃气和蒸汽轮机装置
CN1066799C (zh) 燃气轮机组受热部件的冷却方法
CN1067137C (zh) 燃气和蒸汽轮机装置
CA2294710C (en) Waste heat steam generator
EP0391082B1 (en) Improved efficiency combined cycle power plant
CN1056666C (zh) 冷却燃气与蒸汽轮机装置的燃气轮机冷却剂的设备
JP3883627B2 (ja) 排熱回収式蒸気発生装置および蒸気消費器に組み合わされたガスターボ群を運転するための方法
CN1008655B (zh) 废热回收锅炉
US20100031625A1 (en) Systems and method for controlling stack temperature
CN1447878A (zh) 在组合式燃气和蒸汽轮机设备中用于预热燃料的装置和方法
CN1084825C (zh) 燃气－蒸汽轮机设备及其运行方法
US20100031933A1 (en) System and assemblies for hot water extraction to pre-heat fuel in a combined cycle power plant
US6497101B2 (en) Method and apparatus for regulating the steam temperature of the live steam or reheater steam in a combined-cycle power plant
RU2062332C1 (ru) Комбинированная газопаротурбинная устанвока
US8205451B2 (en) System and assemblies for pre-heating fuel in a combined cycle power plant
US4745757A (en) Combined heat recovery and make-up water heating system
CN1056664C (zh) 运行发电站设备的方法和按照该方法运行的设备
CN1313929A (zh) 燃气和蒸汽轮机装置
CN1313714C (zh) 运行燃气和蒸汽轮机装置的方法及相应的装置
CN1076076C (zh) 凝结水除气的方法和装置
US20040128976A1 (en) Gas and steam power plant for water desalination
CN1086875A (zh) 燃气和蒸汽轮机设备的运转方法及按此方法工作的设备
KR20180084080A (ko) 응축물 재순환
CN1093215C (zh) 运行燃气和蒸汽轮机装置的方法和按此方法工作的装置
DE19627425A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Hybrid-Solar-Kombianlage sowie eine Hybrid-Solar-Kombianlage

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20021120

Termination date: 20170812

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee