RU2031213C1 - Steam-gas power plant - Google Patents
Steam-gas power plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2031213C1 RU2031213C1 SU5041586A RU2031213C1 RU 2031213 C1 RU2031213 C1 RU 2031213C1 SU 5041586 A SU5041586 A SU 5041586A RU 2031213 C1 RU2031213 C1 RU 2031213C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- gas
- boiler
- economizer
- turbine unit
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при проектировании парогазовых установок. The invention relates to a power system and can be used in the design of combined cycle plants.
Известна парогазовая установка со сбросом газов в котел [1], содержащая газовый и замкнутый паровой контуры с экономайзерами для подогрева питательной воды и воздухоподогреватель в магистрали подачи воздуха в котел, при этом в воздухоподогревателе подогрев воздуха осуществляется питательной водой экономайзеров. При работе установки в парогазовом режиме вместо воздуха в котел подаются без охлаждения продукты сгорания после газовой турбины. Known steam-gas installation with the discharge of gases into the boiler [1], containing a gas and closed steam circuit with economizers for heating the feed water and an air heater in the air supply line to the boiler, while in the air heater, the air is heated with feed water economizers. When the unit is operating in gas-vapor mode, instead of air, combustion products after a gas turbine are fed into the boiler without cooling.
Недостатком данной установки является то, что при увеличении начальной температуры газа перед газовой турбиной соответственно повышается температура газа за ней, что понижает надежность газового тракта с арматурой, соединяющего газовую турбину с котлом и дымовой трубой, а также ухудшает условия работы горелочного фронта котла. The disadvantage of this installation is that with an increase in the initial gas temperature in front of the gas turbine, the gas temperature behind it increases correspondingly, which reduces the reliability of the gas path with fittings connecting the gas turbine to the boiler and the chimney, and also worsens the operating conditions of the burner front of the boiler.
Наиболее близкой к заявленной является парогазовая установка мощностью 250 МВт (ПГУ-250), установленная на Молдавской ГРЭС [2]. ПГУ-250 содержит котел с экономайзерными, пароперегревательными поверхностями нагрева, газоводяными подогревателями, газотурбинный агрегат с газоходами, соединяющими его с котлом и дымовой трубой, системой двухступенчатых калориферов для подогрева воздуха для котла в паросиловом режиме. При работе установки в парогазовом режиме вместо воздуха в котел подаются продукты сгорания от газовой турбины с достаточным содержанием кислорода для горения топлива в топке котла. Closest to the declared one is a combined-cycle plant with a capacity of 250 MW (CCGT-250) installed at the Moldavskaya State District Power Station [2]. PGU-250 contains a boiler with economizer, superheater heating surfaces, gas-water heaters, a gas turbine unit with flues connecting it to the boiler and the chimney, a system of two-stage heaters for heating air for the boiler in steam-powered mode. When the unit is operating in a gas-vapor mode, instead of air, combustion products from a gas turbine with a sufficient oxygen content for burning fuel in the boiler furnace are fed into the boiler.
К основным недостаткам парогазовых установок типа ПГУ-250 Молдавской ГРЭС можно отнести следующие. При увеличении температуры газов за газовой турбиной понижается надежность газового тракта с арматурой, соединяющего газовую турбину с котлом и дымовой трубой. При режиме работы ПГУ с отключенной паровой турбиной температура уходящих газов в установке увеличивается в 3-3,5 раза, достигая величины 450оС, при этом резко падает экономичность установки.The main disadvantages of combined cycle gas turbines of the PGU-250 type of the Moldavian State District Power Plant are as follows. As the temperature of the gases behind the gas turbine increases, the reliability of the gas path with the fittings connecting the gas turbine to the boiler and the chimney decreases. When PSU mode with deactivated steam turbine flue gas temperature in the installation increases 3-3.5 times, reaching a value of 450 ° C, the efficiency drops sharply installation.
В предлагаемой парогазовой установке, содержащей котел с экономайзерными и пароперегревательными поверхностями нагрева, газотурбинный агрегат с газоходами, соединяющими его с котлом и с отдельной дымовой трубой, а также запорной арматурой, установленной на газоходах, паротурбинный агрегат с отборами пара на систему регенерации и сетевой подогреватель, часть экономайзера вынесена из котла и установлена в газоходе между газотурбинным агрегатом и котлом. Вынесенная часть экономайзера котла включена по воде параллельно основной части экономайзера и размещена в газоходе котла, при этом вынесенная часть экономайзера котла соединена трубопроводами с сетевым подогревателем, образуя с ним замкнутый водяной контур циркуляции. На трубопроводах, соединяющих сетевой подогреватель с отбором пара от паровой турбины и сетевой подогреватель с выносным экономайзером котла, установлены запорная и регулирующая арматуры. In the proposed combined-cycle plant containing a boiler with economizing and superheating heating surfaces, a gas turbine unit with flues connecting it to the boiler and a separate chimney, as well as shut-off valves installed on the flues, a steam turbine unit with steam extraction to the regeneration system and a network heater, part of the economizer is removed from the boiler and installed in the gas duct between the gas turbine unit and the boiler. The remote part of the boiler economizer is connected through water parallel to the main part of the economizer and is located in the gas duct of the boiler, while the remote part of the boiler economizer is connected by pipelines to the network heater, forming a closed water circulation loop with it. On the pipelines connecting the network heater with the extraction of steam from the steam turbine and the network heater with the external economizer of the boiler, shut-off and control valves are installed.
Предложенная совокупность отличительных от прототипа признаков обеспечивает надежность и экономичность парогазовой установки при различных режимах ее работы и снижает стоимость изготовления газоходов, компенсаторов, горелочных и шиберных устройств, установки в целом. The proposed combination of distinctive features from the prototype of the features ensures the reliability and efficiency of the combined cycle plant under various modes of its operation and reduces the cost of manufacturing gas ducts, expansion joints, burner and gate devices, the installation as a whole.
На чертеже схематически изображена парогазовая установка. Она содержит газотурбинный агрегат 1, соединенный газопроводом 2, в котором расположена вынесенная часть 3 экономайзера котла, с котлом 4, который паропроводом подсоединяется к паротурбинному агрегату 5. За паротурбинным агрегатом и конденсатором установлены регенеративные подогреватели воды низкого давления 6 и высокого давления 7, при этом трубопровод 8 соединяется с газоводяным подогревателем 9 высокого давления, байпасируя подогреватель 7 высокого давления. Газоводяной подогреватель 7 высокого давления по воде соединен трубопроводом 10 с основной частью 11 экономайзера котла. Вынесенная часть 3 экономайзера за газовой турбиной своими входными 12 и выходными 13 трубопроводами подключена к соответствующим трубопроводам 10 и 14 основной части 11 экономайзера котла 4. Трубопроводы 12 и 13 вынесенной части 3 экономайзера котла 4 за газовой турбиной подсоединяются к трубопроводам 15, 16 сетевого подогревателя 17 и к насосу 18. The drawing schematically shows a combined cycle plant. It contains a gas turbine unit 1 connected by a gas pipe 2, in which the remote part 3 of the boiler economizer is located, with a boiler 4, which is connected by a steam pipe to the steam turbine unit 5. Regenerative heaters of low pressure 6 and high pressure 7 are installed behind the steam turbine unit and condenser, while the pipeline 8 is connected to the gas-water high-pressure heater 9, bypassing the high-pressure heater 7. The gas-water heater 7 high pressure on water is connected by a pipe 10 to the main part 11 of the boiler economizer. The remote part 3 of the economizer behind the gas turbine is connected by its input 12 and output 13 pipelines to the corresponding pipelines 10 and 14 of the main part 11 of the economizer of the boiler 4. The pipelines 12 and 13 of the remote part 3 of the economizer of the boiler 4 behind the gas turbine are connected to the pipelines 15, 16 of the network heater 17 and to the pump 18.
По ходу газов за газоводяным подогревателем 9 высокого давления расположен газоводяной подогреватель 19 низкого давления, который трубопроводами 20 и 21 подключен соответственно к входу и выходу регенеративных подогревателей 6 низкого давления. Кроме того, газоводяной подогреватель 19 низкого давления соединен с калорифером 22 первой ступени при помощи трубопроводов 23 и 24, на которых установлены циркуляционный насос 25 и запорное устройство 26. Паровой калорифер 27 второй ступени соединен трубопроводом 28 с отбором пара от паровой турбины 5 и трубопроводом 29 с деаэратором 30. К входу калорифера 22 первой ступени подсоединен вентилятор 31 холодного воздуха. На подводящих и отводящих трубопроводах 12 и 13 вынесенной части 3 экономайзера за газовой турбиной установлены запорные устройства 32 и 33. На подводящих и отводящих трубопроводах экономайзера за газовой турбиной к сетевому подогревателю 17 установлены запорные устройства 34 и 35. На газопроводе 2, соединяющем газотурбинный агрегат 1 с котлом 4, за выносной частью 3 экономайзера котла установлено шиберное устройство 36. Кроме того, газопровод 2 соединен байпасным газоходом 37 с клапаном 38 с газоходом котла в районе основной части 11 экономайзера. In the course of the gases behind the gas-water heater 9 high pressure is a gas-water heater 19 low pressure, which is connected by pipelines 20 and 21 to the input and output of the regenerative heaters 6 low pressure. In addition, the gas-water low-pressure heater 19 is connected to the first-stage air heater 22 via pipelines 23 and 24, on which the circulation pump 25 and the shut-off device 26 are installed. The second-stage steam heater 27 is connected by a pipe 28 with steam extraction from the steam turbine 5 and by a pipe 29 with a deaerator 30. A cold air fan 31 is connected to the input of the first air heater 22. Shut-off devices 32 and 33 are installed on the inlet and outlet pipelines 12 and 13 of the remote part 3 of the economizer behind the gas turbine. On the inlet and outlet pipelines of the economizer behind the gas turbine, shut-off devices 34 and 35 are installed. On the gas pipeline 2 connecting the gas turbine unit 1 with the boiler 4, a sliding device 36 is installed behind the remote part 3 of the economizer of the boiler. In addition, the gas pipeline 2 is connected bypass gas 37 with a valve 38 with the gas duct of the boiler in the area of the main part 11 of the economizer.
Предлагаемая парогазовая установка работает следующим образом. The proposed combined cycle plant operates as follows.
В парогазовом режиме (по первому варианту) продукты сгорания (окислитель) от газотурбинного агрегата 1, проходя выносную часть 3 экономайзера котла, охлаждаются в нем и по газопроводу 2 через открытое шиберное устройство 36 основная часть продуктов сгорания поступает в котел 4 с одновременной подачей в него топлива для выработки пара. Одновременно другая, меньшая часть продуктов сгорания от газотурбинного агрегата 1, байпасируя котел 4, сбрасывается в газоход котла перед основной частью 11 экономайзера котла. Продукты сгорания от котла 4, смешиваясь с байпасируемыми продуктами сгорания от газотурбинного агрегата 1, проходят через газоходы основной части 11 экономайзера котла, газоводяные подогреватели 9 высокого давления, газоводяные подогреватели 19 низкого давления и поступают в дымовую трубу котла. В этом режиме конденсат по трубопроводу 20 поступает параллельно регенеративным подогревателям 6 низкого давления в газоводяной подогреватель 19 низкого давления, а от него трубопроводом 21 через деаэратор 30 в регенеративный подогреватель 7 высокого давления, при этом запорная арматура 26 закрыта, циркуляционный насос 25 и вентилятор 31 не работают. Отбор пара от паровой турбины 5 производится на сетевой подогреватель 17, а на калорифер 27 второй ступени отбор пара не производится. Запорные устройства 34 и 35 закрыты, циркуляционный насос 18 не работает. In the steam-gas mode (according to the first embodiment), the combustion products (oxidizer) from the gas turbine unit 1, passing the remote part 3 of the boiler economizer, are cooled in it and through the gas pipeline 2 through the open gate device 36, the main part of the combustion products enters the boiler 4 with simultaneous supply to it fuel to generate steam. At the same time, another, smaller part of the combustion products from the gas turbine unit 1, bypassing the boiler 4, is discharged into the boiler duct before the main part 11 of the boiler economizer. The combustion products from the boiler 4, mixed with bypassed combustion products from the gas turbine unit 1, pass through the flues of the main part 11 of the boiler economizer, gas-water heaters 9 high pressure, gas-water heaters 19 low pressure and enter the chimney of the boiler. In this mode, condensate flows through a pipe 20 in parallel with regenerative low-pressure heaters 6 to a low-pressure gas-water heater 19, and from it through a pipe 21 through a deaerator 30 to a high-pressure regenerative heater 7, while the shutoff valves 26 are closed, the circulation pump 25 and the fan 31 are not work. Steam is taken from the steam turbine 5 to the network heater 17, and steam is not taken to the heater 27 of the second stage. The locking devices 34 and 35 are closed, the circulation pump 18 does not work.
Питательная вода после питательного насоса параллельно подогревателю 7 по трубопроводу 8 поступает в газоводяной подогреватель 9 высокого давления, а из него по трубопроводу 10 часть питательной воды направляется в основную часть 11 экономайзера котла. Одновременно другая часть питательной воды по присоединенному трубопроводу 12 параллельным потоком проходит через выносную часть 3 экономайзера котла за газовой турбиной, отбирая тепло у продуктов сгорания за газовой турбиной, через открытые запорные устройства 32 и 33 соединяется трубопроводом 13, смешиваясь с другой частью потока воды от экономайзера за котлом, с трубопроводом 14 и направляется в следующие поверхности нагрева котла 4. Выработанный в котле пар поступает на паровую турбину 5. Feed water after the feed pump parallel to the heater 7 through a pipe 8 enters the gas-water heater 9 high pressure, and from it through a pipe 10 part of the feed water is sent to the main part 11 of the boiler economizer. At the same time, another part of the feed water through the connected pipe 12 passes in parallel flow through the remote part 3 of the boiler economizer behind the gas turbine, taking heat from the combustion products behind the gas turbine, through open shut-off devices 32 and 33 it is connected by pipeline 13, mixing with the other part of the water flow from the economizer behind the boiler, with a pipe 14 and is sent to the following heating surfaces of the boiler 4. The steam generated in the boiler enters the steam turbine 5.
Возможен и второй вариант подключения выносной части 3 экономайзера котла за газовой турбиной при работе парогазовой установки в парогазовом цикле и обеспечении необходимого охлаждения продуктов сгорания за газовой турбиной перед шиберным устройством 36 газохода 2 и горелочными устройствами котла 4. Во втором варианте работы парогазовой установки выносная часть 3 экономайзера котла за газовой турбиной отключена по воде от котла 4 запорными устройствами 32 и 33 на трубопроводах 12 и 13. Открыты запорные устройства 35 и 35 на подводящих и отводящих трубопроводах системы утилизации тепла и вода, прокачиваясь циркуляционным насосом 18, проходит выносную часть 3 экономайзер котла за газовой турбиной, отбирая тепло продуктов сгорания за газовой турбиной 1, передает тепло потребителю в сетевом подогревателе 17, а отбор пара от паровой турбины 5 на сетевой подогреватель 17 отключен. Все остальные элементы оборудования парогазовой установки работают так же, как в первом варианте парогазового режима, за исключением того, что питательная вода по трубопроводу 10 от подогревателя 9 целиком поступает в экономайзер котла, а не частью, как в первом варианте. A second option is also possible for connecting the remote part 3 of the boiler economizer behind the gas turbine during operation of the combined cycle plant in the combined cycle and ensuring the necessary cooling of the combustion products behind the gas turbine in front of the gate device 36 of the gas duct 2 and burner devices of the boiler 4. In the second embodiment of the combined cycle plant, the remote part 3 the boiler economizer behind the gas turbine is disconnected by water from the boiler 4 with shut-off devices 32 and 33 on pipelines 12 and 13. Shut-off devices 35 and 35 on the inlet and outlet are open their pipelines of the heat recovery system and water, pumped by the circulation pump 18, pass the remote part 3 of the boiler economizer behind the gas turbine, taking the heat of combustion products behind the gas turbine 1, transfers heat to the consumer in the network heater 17, and the selection of steam from the steam turbine 5 to the network heater 17 is disabled. All other elements of the equipment of the combined cycle plant operate in the same way as in the first version of the combined cycle operation, except that the feed water through the pipeline 10 from the heater 9 is completely supplied to the boiler economizer, and not partly as in the first embodiment.
В автономном режиме установка работает следующим образом. In offline mode, the installation works as follows.
В котел 4 подается топливо, которое сгорает в воздушной среде, при этом воздух поступает от вентилятора 31 через воздушные калориферы первой 22 и второй 27 ступени в газоход 2, при закрытом шиберном устройстве 36 поступает в котел 4, образовавшиеся после сгорания топлива с воздухом в топке котла продукты сгорания последовательно проходят котел, экономайзер за котлом, подогреватели 9 и 19 и, охладившись, поступают в дымовую трубу. Образовавшийся в котле 4 пар поступает в паровую турбину 5. Конденсат после паровой турбины в полном количестве поступает в деаэратор 30, проходя только регенеративные подогреватели 6 низкого давления, при этом установленная запорная арматура на входном и выходном трубопроводах 20 и 21 закрыта, а водяной контур подогревателя 19 заполнен конденсатом. Конденсат, нагревшись в подогревателе 19, по трубопроводу 23 через запорные устройства 26 поступает в калорифер 22 первой ступени, а из него по трубопроводу 24 циркуляционным насосом 25 поступает в подогреватель 19. Fuel 4 is supplied to the boiler 4, which burns in the air, while the air enters from the fan 31 through the air heaters of the first 22 and second stage 27 into the gas duct 2, when the gate device 36 is closed, it enters the boiler 4, formed after the fuel is burned with air in the furnace The products of combustion pass through the boiler in succession, the economizer behind the boiler, heaters 9 and 19, and, having cooled, enter the chimney. The steam generated in the boiler 4 enters the steam turbine 5. Condensate after the steam turbine enters the deaerator 30 in full, passing only low pressure regenerative heaters 6, while the installed valves on the inlet and outlet pipelines 20 and 21 are closed, and the water circuit of the heater 19 is filled with condensate. The condensate, having warmed up in the heater 19, through the pipeline 23 through the shut-off devices 26 enters the heater 22 of the first stage, and from it through the pipeline 24 by the circulation pump 25 enters the heater 19.
Питательная вода после питательного насоса поступает параллельным трактами в регенеративный подогреватель 7 высокого давления и подогреватель 9, и, соединяясь, весь поток питательной воды по трубопроводу 10 поступает в экономайзер котла при закрытых запорных устройства 32 и 33, а затем в котел 4. Воздух в калорифере 27 второй ступени греется отбором пара от паровой турбины 5, а после калорифера 27 второй ступени охлажденный пар сбрасывается в деаэратор 30. Feed water after the feed pump enters in parallel paths to the high pressure regenerative heater 7 and heater 9, and, connecting, the entire feed water stream through pipeline 10 enters the boiler economizer with shut-off devices 32 and 33 closed, and then to boiler 4. Air in the air heater The second stage 27 is heated by steam extraction from the steam turbine 5, and after the second stage heater 27, the cooled steam is discharged into the deaerator 30.
Возможен режиме автономной работы газовой турбины 1 при остановленном котле 4. При этом на газопроводе 2 шиберное устройство 36 на котел 4 закрыто и открыто шиберное устройство на дымовую трубу газотурбинного агрегата 1. Продукты сгорания поступают из газотурбинного агрегата в газопровод 2, охлаждаясь, проходят часть 3 экономайзера котла за газовой турбиной и направляются в дымовую трубу газовой турбины. Autonomous operation of the gas turbine 1 is possible when the boiler is stopped 4. At the same time, the gate device 36 to the boiler 4 is closed and the gate device to the chimney of the gas turbine unit 1 is closed and open, the combustion products enter from the gas turbine unit into the gas pipe 2, pass part 3 the economizer of the boiler behind the gas turbine and sent to the chimney of the gas turbine.
Выносная часть экономайзера заполнена конденсатом, но отключена запорными устройствами 32 и 33 от котла 4. Открыты запорные устройства 34 и 35 на подводящих и отводящих трубопроводах системы утилизации тепла, и конденсат, прокачиваясь циркуляционным насосом 18, проходит выносную часть 3 экономайзера котла за газовой турбиной, отбирая тепло продуктов сгорания, затем в сетевом подогревателе 17 передает тепло потребителю. The external part of the economizer is filled with condensate, but disconnected by shut-off devices 32 and 33 from the boiler 4. The shut-off devices 34 and 35 are open on the inlet and outlet pipelines of the heat recovery system, and the condensate, pumped by the circulation pump 18, passes the remote part 3 of the boiler economizer behind the gas turbine, taking the heat of the combustion products, then in the network heater 17 transfers heat to the consumer.
Таким образом, по сравнению с прототипом - парогазовой установкой ПГУ-250 Молдавской ГРЭС в предлагаемой установке вынесена часть экономайзера котла и установлена в газоходе между газовой турбиной и котлом и соединена трубопроводами с основной частью экономайзера котла. Одновременно вынесенная часть экономайзера соединена трубопроводами с сетевым подогревателем, образуя с ним замкнутый контур циркуляции. На трубопроводах, соединяющих сетевой подогреватель с отбором пара от паровой турбины, и на трубопроводах выносной части экономайзера котла установлены регулирующая и запорная арматура. Это позволяет обеспечить надежный температурный режим газоводяных подогревателей с исключением тепловых потерь на пусковых режимах, так как лишнее тепло продуктов сгорания газовой турбины в режиме ПГУ утилизируется сетевым подогревателем. Кроме того, установленный за газовой турбиной выносной экономайзер понижает температуру продуктов сгорания перед котлом, тем самым повышая надежность работы шиберных и горелочных устройств, удешевляя затраты на марку применяемых сталей газопроводов с компенсаторами. Thus, in comparison with the prototype - CCGT-250 combined-cycle plant of the Moldavian State District Power Station, the proposed installation makes a part of the boiler economizer and is installed in the gas duct between the gas turbine and the boiler and connected by pipelines to the main part of the boiler economizer. At the same time, the remote part of the economizer is connected by pipelines to the network heater, forming a closed circulation loop with it. On the pipelines connecting the network heater with the extraction of steam from the steam turbine, and on the pipelines of the remote part of the boiler economizer, control and shut-off valves are installed. This allows you to ensure a reliable temperature regime of gas-water heaters with the exception of heat losses at start-up conditions, since the excess heat of the products of combustion of a gas turbine in CCP mode is utilized by a network heater. In addition, a remote economizer installed behind the gas turbine lowers the temperature of the combustion products in front of the boiler, thereby increasing the reliability of the gate and burner devices, reducing the cost of the grade of gas pipeline steel with expansion joints used.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5041586 RU2031213C1 (en) | 1992-05-08 | 1992-05-08 | Steam-gas power plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5041586 RU2031213C1 (en) | 1992-05-08 | 1992-05-08 | Steam-gas power plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2031213C1 true RU2031213C1 (en) | 1995-03-20 |
Family
ID=21603902
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5041586 RU2031213C1 (en) | 1992-05-08 | 1992-05-08 | Steam-gas power plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2031213C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008091181A2 (en) * | 2007-01-23 | 2008-07-31 | Mikhail Yurievich Kudryavtsev | Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas |
| RU2522704C2 (en) * | 2009-03-10 | 2014-07-20 | Бэбкок Энд Уилкокс Пауа Дженерейшн Груп, Инк. | Union of separate streams of air heater with water heat exchanger and waste-gas heater |
-
1992
- 1992-05-08 RU SU5041586 patent/RU2031213C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 313989, кл. F 01K 7/00, опублик. 1969. * |
| 2. Арсеньев Л.В. и др. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, с.38, рис.1.13. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008091181A2 (en) * | 2007-01-23 | 2008-07-31 | Mikhail Yurievich Kudryavtsev | Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas |
| WO2008091181A3 (en) * | 2007-01-23 | 2008-09-18 | Mikhail Yurievich Kudryavtsev | Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas |
| RU2522704C2 (en) * | 2009-03-10 | 2014-07-20 | Бэбкок Энд Уилкокс Пауа Дженерейшн Груп, Инк. | Union of separate streams of air heater with water heat exchanger and waste-gas heater |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2380548C2 (en) | Boiler plant and method of operation and equipping of boiler plant | |
| JP4225679B2 (en) | Combined cycle power plant | |
| JPH0339166B2 (en) | ||
| JPH10506165A (en) | Method of operating combined gas and steam turbine equipment and equipment operated by this method | |
| JP2005534883A (en) | Waste heat steam generator | |
| RU2062332C1 (en) | Combined-cycle plant | |
| RU2650232C1 (en) | Combined-cycle cogeneration plant | |
| WO2015041122A1 (en) | Exhaust gas cooler steam-generation prevention device for oxygen combustion boiler | |
| US9151185B2 (en) | Steam power plant with steam turbine extraction control | |
| US6125623A (en) | Heat exchanger for operating with a combustion turbine in either a simple cycle or a combined cycle | |
| US5839269A (en) | Method of operating a combined gas and power steam plant | |
| CA2932219A1 (en) | Combined cycle system | |
| JP2010164055A (en) | Method and apparatus for varying flow source to alleviate windage hating at fsnl | |
| RU2031213C1 (en) | Steam-gas power plant | |
| PL202912B1 (en) | Electric power generating method and apparatus | |
| RU2528190C2 (en) | Steam gas plant | |
| US3485048A (en) | Increased vapor generator output feature | |
| RU2280768C1 (en) | Thermoelectric plant with gas-turbine unit | |
| JP2002021508A (en) | Condensate supply system | |
| RU2013618C1 (en) | Combined power plant | |
| JPH062806A (en) | Water supplying and heating device | |
| SU1474290A1 (en) | Combined steam-and-gas turbine unit | |
| RU2700320C2 (en) | Thermal vapor installation with a steam turbine drive of a compressor | |
| CN220379715U (en) | Afterburning device and steam supply system applied to isolated grid gas turbine self-contained power plant | |
| KR102397484B1 (en) | Hybrid power generation equipment |