RU2033581C1 - Plant for recovery of gas energy in underground gas storage - Google Patents
Plant for recovery of gas energy in underground gas storage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2033581C1 RU2033581C1 SU4930444A RU2033581C1 RU 2033581 C1 RU2033581 C1 RU 2033581C1 SU 4930444 A SU4930444 A SU 4930444A RU 2033581 C1 RU2033581 C1 RU 2033581C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cavity
- output
- heat exchanger
- condenser
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике хранения и транспортировки природного газа и может быть использовано на подземных хранилищах газа и на промыслах в газовой промышленности. The invention relates to techniques for storage and transportation of natural gas and can be used in underground gas storages and in fields in the gas industry.
Известны установки для утилизации энергии газа, в том числе и на подземных хранилищах газа, содержащие турбодетандеры с электрическими генераторами на валу и подводящие трубопроводные линии высокого и низкого давления. В известных установках избыточную энергию сжатого газа с помощью турбодетандеров и электрических генераторов преобразуют в электрическую, которую затем передают в сеть электроснабжения. Known installations for the utilization of gas energy, including in underground gas storages, containing turboexpander with electric generators on the shaft and supply piping lines of high and low pressure. In known installations, the excess energy of the compressed gas is converted into electrical energy by means of turboexpander and electric generators, which is then transferred to the power supply network.
Известные установки обладают низкой эффективностью, поскольку утилизируют лишь часть энергии газа его потенциальную энергию сжатого состояния. Known plants have low efficiency, since they utilize only part of the energy of the gas and its potential energy of a compressed state.
Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является установка для утилизации энергии газа, которая может быть использована и на подземном хранилище газа. Установка содержит замкнутый циркуляционный контур, заполненный теплоносителем (этаном), с включенными в него циркуляционным насосом, испарителем, первым и вторым теплообменниками. энергоблок, включающий в себя турбодетандер с установленным на его валу синхронным генератором, соединенным с сетью электроснабжения. Кроме того, установка содержит трубопроводную линию газа высокого и низкого давления, магистральный газопровод. В известной установке замкнутый циркуляционный контур, заполненный этаном, обеспечивает требуемый тепловой режим для достижения необходимых кондиций транспортируемого газа, исключающий формирование гидратных пробок в турбодетандере. Closest to the invention in technical essence and the achieved result is a plant for the utilization of gas energy, which can be used in an underground gas storage. The installation contains a closed circulation circuit filled with a heat carrier (ethane), with a circulation pump, an evaporator, and first and second heat exchangers included in it. power unit, including a turboexpander with a synchronous generator installed on its shaft, connected to the power supply network. In addition, the installation contains a pipeline line of high and low pressure gas, a gas main. In the known installation, a closed circulation loop filled with ethane provides the required thermal regime to achieve the necessary conditions for the transported gas, eliminating the formation of hydrate plugs in the turboexpander.
Недостатком известной установки является низкая эффективность утилизации энергии газа, поскольку в ней используется лишь часть энергии газа его потенциальная энергия сжатого состояния. Кроме того, в известной установке не обеспечиваются требуемые кондиции транспортируемого газа при его смешивании с газом в магистральном газопроводе. В этом случае из-за различия температур газа в магистральном газопроводе и газа на выходе из установки возможно образование гидратных пробок в магистральном газопроводе, что резко снижает его пропускную способность. A disadvantage of the known installation is the low efficiency of gas energy recovery, since it uses only part of the gas energy and its potential energy of a compressed state. In addition, the known installation does not provide the required condition of the transported gas when it is mixed with gas in the main gas pipeline. In this case, due to the difference in gas temperatures in the main gas pipeline and gas at the outlet of the installation, hydrate plugs may form in the main gas pipeline, which sharply reduces its throughput.
Цель изобретения повышение эффективности утилизации энергии газа. The purpose of the invention is to increase the efficiency of utilization of gas energy.
Цель достигается тем, что в установку для утилизации энергии газа на подземном хранилище газа, содержащую энергоблок, включающий в себя синхронный генератор с установленным на его валу турбодетандером, трубопроводную линию газа высокого давления, трубопроводную линию газа низкого давления, магистральный газопровод, замкнутый циркуляционный контур и последовательно включенные в него циркуляционный насос, испаритель и теплообменник, при этом магистральный газопровод соединен с трубопроводной линией газа низкого давления, трубопроводная линия газа высокого давления через первую полость теплообменника соединена с входом турбодетандера, а вторая полость теплообменника соединена с трубопроводной линией газа высокого давления, введены конденсатор, блок очистки-осушки газа, сепаратор, первый и второй регулирующие вентили, регулятор расхода газа, первый и второй датчики расхода газа, вспомогательный энергоблок, включающий в себя вспомогательную турбину с установленным на ее валу вспомогательным синхронным генератором и вспомогательный преобразователь частоты, n энергоблоков, где n 1, 2, 3, каждый из которых включает в себя преобразователь частоты, подсоединенный входом к выходу соответствующего синхронного генератора, а выходом к сети электроснабжения. При этом входы всех турбодетандеров соединены между собой и с первым выходом сепаратора, вход которого соединен с выходом первой полости теплообменника, а выходы всех турбодетандеров, выполненных со сменными проточными частями, соединены между собой и с входом первой полости конденсатора, выход которой соединен с второй полостью теплообменника. Кроме того, к входу трубопроводной линии газа высокого давления подсоединен блок очистки-осушки газа, а выход вспомогательной турбины через вторую полость конденсатора соединен с циркуляционным насосом. Вход вспомогательной турбины через третью полость теплообменника соединен с выходом испарителя, а второй выход сепаратора соединен с входом первого и второго регулирующих вентилей. Выход первого регулирующего вентиля соединен с выходом первой полости конденсатора, а выход второго регулирующего вентиля соединен с входом испарителя и выходом циркуляционного насоса. Выход первого датчика расхода газа, установленного на магистральном газопроводе, соединен с первым входом регулятора расхода газа, второй вход которого соединен с выходом второго датчика расхода газа, установленного на трубопроводной линии газа низкого давления, а выход регулятора расхода газа соединен с управляющими входами преобразователей частоты энергоблоков и управляющими входами турбодетандеров. The goal is achieved by the fact that in the installation for the utilization of gas energy in the underground gas storage containing the power unit, which includes a synchronous generator with a turbo expander installed on its shaft, a high pressure gas pipeline, a low pressure gas pipeline, a gas main, a closed circulation circuit and a circulation pump, an evaporator and a heat exchanger sequentially included therein, while the main gas pipeline is connected to the low pressure gas pipeline line, the pipeline the first high-pressure gas line through the first cavity of the heat exchanger is connected to the inlet of the turbine expander, and the second cavity of the heat exchanger is connected to the high-pressure gas pipeline line, a condenser, a gas cleaning-drying unit, a separator, first and second control valves, a gas flow regulator, the first and second are introduced gas flow sensors, auxiliary power unit, including an auxiliary turbine with an auxiliary synchronous generator installed on its shaft and an auxiliary frequency converter, n energy blocks, where
В установку введены первый и второй двухполостные теплообменники, при этом трубопроводная линия газа высокого давления через первые полости первого и второго двухполостного теплообменника соединена с входом сепаратора, трубопроводная линия газа низкого давления через вторую полость второго двухполостного теплообменника соединена с выходом первой полости конденсатора, а вход вспомогательной турбины через вторую полость первого двухполостного теплообменика соединен с выходом испарителя. The first and second two-cavity heat exchangers are introduced into the installation, while the high-pressure gas pipeline through the first cavities of the first and second two-cavity heat exchangers is connected to the separator inlet, the low-pressure gas pipeline through the second cavity of the second two-cavity heat exchanger is connected to the output of the first condenser cavity, and the auxiliary turbines through the second cavity of the first two-cavity heat exchange are connected to the outlet of the evaporator.
Известны технические решения, в которых осуществляются утилизация энергии сжатого газа и дальнейшее ее преобразование в электрическую с помощью турбин и электрических генераторов. Однако в известных решениях отсутствуют средства для дополнительного преобразования низкотемпературной тепловой энергии в электрическую, не обусловленную потенциальной энергией сжатого газа. В известных решениях отсутствуют также средства для изменения режима магистрального газопровода и режима отбора газа из подземного хранилища газа с помощью регулируемого преобразователя частоты, связанного с сетью электроснабжения и синхронным генератором, имеющего переменную частоту вращения, что подтверждает соответствие заявленного технического решению критерию "существенные отличия". Known technical solutions in which the utilization of the energy of compressed gas is carried out and its further conversion into electrical energy using turbines and electric generators. However, in the known solutions there are no means for additional conversion of low-temperature thermal energy into electrical energy, not caused by the potential energy of the compressed gas. Known solutions also lack means to change the regime of the main gas pipeline and the regime of gas extraction from the underground gas storage using an adjustable frequency converter connected to the power supply network and a synchronous generator having a variable speed, which confirms the compliance of the claimed technical solution with the criterion of "significant differences".
На фиг. 1 приведена технологическая схема установки для утилизации энергии газа на подземном хранилище газа; на фиг. 2 технологическая схема установки с двумя двухполостными теплообменниками. In FIG. 1 shows the technological scheme of the installation for the utilization of gas energy in an underground gas storage; in FIG. 2 technological scheme of the installation with two two-cavity heat exchangers.
Установка (фиг. 1) содержит блок 1 очистки-осушки газа, соединенный с подземным хранилищем 2 газа с помощью системы скважин 3 и посредством трубопроводной линии 4 газа высокого давления с входом первой полости трехполостного теплообменника 5. Установка содержит n одинаковых энергоблоков, каждый из которых состоит из турбодетандера 6 с установленным на его валу синхронным генератором 7 и преобразователя 8 частоты, вход которого соединен с выходом синхронного генератора 7, а выход с сетью 9 электроснабжения. Выходы всех турбодетандеров соединены между собой и с входом первой полости конденсатора 10. Выход первой полости конденсатора 10 через вторую полость теплообменника 5 соединен с трубопроводной линией 11 газа низкого давления, которая соединена с магистральным газопроводом 12. Вспомогательный энергоблок содержит вспомогательную турбину 13 с установленным на ее валу синхронным генератором 14 и вспомогательный преобразователь 15 частоты, вход которого соединен с выходом вспомогательного синхронного генератора 14, а выход с сетью 9 электроснабжения. Выход вспомогательной турбины 13 через вторую полость конденсатора 10 соединен с входом циркуляционного насоса 16, а его выход через испаритель 17, третью полость теплообменника 5 соединен с входом вспомогательной турбины 13. Управляющие входы преобразователей 8 частоты соединены между собой, с управляющими входами турбодетандеров и с выходом регулятора 18 расхода газа, первый вход которого соединен с выходом первого датчика 19 расхода газа, установленного на магистральном газопроводе 12, а второй вход с выходом второго датчика 20 расхода газа, установленного на трубопроводной линии 11 газа низкого давления. Выход первой полости теплообменника 5 соединен с входом сепаратора 21, первый выход которого соединен с входами турбодетандеров 6, а второй выход с входами первого 22 и второго 23 регулирующих вентилей. Выход первого регулирующего вентиля 22 соединен с выходом первой полости конденсатора 10, а выход второго регулирующего вентиля 23 с входом испарителя 17. The installation (Fig. 1) contains a gas cleaning-drying unit 1 connected to an
Установка (фиг. 2) содержит первый двухполостный теплообменник 24 и второй двухполостный теплообменник 25, первые полости которых соединены последовательно между собой. Выход первой полости второго двухполостного теплообменника 25 соединен с входом сепаратора 21, а вход первой полости первого двухполостного теплообменника 24 соединен с трубопроводной линией 4 газа высокого давления. Выход первой полости конденсатора 10 через вторую полость второго двухполостного теплообменника 25 соединен с трубопроводной линией 11 газа низкого давления, а выход испарителя 17 через вторую полость первого двухполостного теплообменника 24 соединен с входом вспомогательной турбины 13. The installation (Fig. 2) contains a first two-
Установка (фиг. 1) работает следующим образом. Installation (Fig. 1) works as follows.
В режиме отбора газа из подземного хранилища 2 газ высокого давления (100-150 ати) через систему скважин 3 поступает на блок 1 очистки-осушки газа, где он очищается от механических примесей и осушается от водяных паров. После блока очистки-осушки газа газ высокого давления через трубопроводную линию 4 поступает в первую полость теплообменника 5, где он отдает тепло теплоносителю из замкнутого циркуляционного контура. С выхода первой полости теплообменника 5 холодный газ поступает в сепаратор 21, в котором из поступающего газа выделяется газовый конденсат. Очищенный от газового конденсата газ высокого давления через первый выход сепаратора 21 поступает на входы всех турбодетандеров 6. Природный газ расширяется в проточной части турбодетандеров 6, при этом потенциальная энергия сжатого газа преобразуется в механическую и передается на вал синхронных генераторов 7, а затем электроэнергия через преобразователи 8 частоты поступает в сеть 9 электроснабжения. Охлажденный до температуры ниже температуры конденсации теплоносителя газ низкого давления с выхода всех турбодетандеров 6 поступает в первую полость конденсатора 10, где осуществляет конденсацию теплоносителя из второй полости конденсатора 10, включенного в замкнутый циркуляционный контур. В качестве теплоносителя замкнутого циркуляционного контура используется газовый конденсат, который поступает из сепаратора 21 через его второй выход, а затем через второй регулирующий вентиль 23 в замкнутый циркуляционный контур на вход испарителя 17. Поступление газового конденсата из сепаратора 21 в замкнутый циркуляционный контур компенсирует потери теплоносителя этого контура, а оставшееся количество газового конденсата из сепаратора 21 через первый регулирующий вентиль 22 подается в газ низкого давления, поступающий в магистральный газопровод 12 для увеличения его теплотворной способности. Сжиженный газовый конденсат из второй полости конденсатора 10 с помощью циркуляционного насоса 16 подается в испаритель 17, где, используя тепло наружного воздуха, частично испаряется. Затем частично испаренный конденсат поступает в третью полость теплообменника 5, где он полностью испаряется за счет теплообмена с газом, поступающим из подземного хранилища 2 газа (температура газа высокого давления на выходе из подземного хранилища составляет 15-20оС). Нагретый парообразный теплоноситель после теплообменника 5 поступает в проточную часть вспомогательной турбины 13, где расширяется с передачей энергии на вал вспомогательного синхронного генератора и далее в сеть 9 электроснабжения через вспомогательный преобразователь 15 частоты. После вспомогательной турбины 13 газовый конденсат поступает во вторую полость конденсатора 10, где он конденсируется, а затем поступает на вход циркуляционного насоса 16. С выхода первой полости конденсатора 10 природный газ низкого давления поступает во вторую полость теплообменника 5, где он нагревается, и затем через трубопроводную линию 11 газа низкого давления поступает в магистральный газопровод 12. В установке (фиг. 1) потенциальная энергия сжатого газа, поступающего из подземного хранилища 2, утилизируется с помощью турбодетандеров 6 энергоблоков, а тепловая энергия газа от подземного хранилища 2 и (частично) тепловая энергия окружающего воздуха утилизируются с помощью вспомогательного энергоблока (вспомогательная турбина 13, вспомогательный синхронный генератор 14 и вспомогательный преобразователь 15 частоты). Природный газ, поступающий через трубопроводную линию 11 газа низкого давления в магистральный газопровод 12, имеет примерно одинаковые температуру и давление с газом магистрального газопровода 12. Это позволяет исключить образование гидратных пробок в магистральном газопроводе и обеспечить требуемую производительность магистрального газопровода при смешении двух потоков газа. Регулирование режима отбора газа из подземного хранилища 2 обеспечивают с помощью преобразователей 8 частоты, которые имеют возможность изменить величину электрической мощности, отдаваемую в сеть 9 электроснабжения, в зависимости от соотношения расходов газа в магистральном газопроводе 12 и в трубопроводной линии 11 газа низкого давления. Контроль величины расходов газа в упомянутых объектах осуществляют первый 19 и второй 20 датчики расхода. Регулятор 18 расхода газа осуществляет преобразование соотношения расходов в электрический сигнал, который поступает на управляющие входы всех n преобразователей 8 частоты и на управляющие входы турбодетандеров 6. Величина электрической мощности, отдаваемой энергоблоком в сеть 9 электроснабжения (следовательно, и тормозной момент на валу турбодетандеров 6), определяется углом открывания тиристоров (не показаны) преобразователей 8 частоты, который изменяется сигналом от регулятора 18 расхода. Кроме того, использование регулируемых по упомянутому выше параметру преобразователей 8 частоты в энергоблоке позволяет обеспечить устойчивый режим синхронных генераторов 7 с сетью 9 электроснабжения при различной частоте вращения турбодетандеров 6. По-существу, при несинхронной работе синхронных генераторов 7 между собой и с сетью электроснабжения обеспечивается стабильная частота сети электроснабжения, которая определяется частотой в данной энергосистеме (около 50 Гц). При этом частота каждого синхронного генератора 7 различна и определяется режимом работы соответствующего турбодетандера 6 и балансом мощности, отдаваемой в сеть 9 электроснабжения и развиваемой соответствующим турбодетандером.In the mode of gas extraction from the
В режиме закачки газа в подземном хранилище 2 производят замену проточных частей турбодетандеров 6, которые переводят в режим центробежных нагнетателей, а синхронные генераторы 7 переводят в режим синхронных электродвигателей с регулируемой частотой вращения и с питанием от преобразователей 8 частоты. Отбор газа для закачки в подземном хранилище 2 производят через трубопроводную линию 11 газа низкого давления, вторую полость теплообменника 5, первую полость конденсатора 10, турбодетандеры 6 (работающие в режим нагнетателей), где газ компримируют. Компримируемый газ затем через сепаратор 21, первую полость теплообменника 5, трубопроводную линию 4 газа высокого давления, блок 1 очистки-осушки газа подается на систему скважин 3. В режиме закачки газа закрыты регулирующие вентили 22 и 23, а вспомогательный энергоблок не работает. Теплообменник 5 в этом случае может выполнять функции аппарата охлаждения закачиваемого газа. При этом циркуляция теплоносителя осуществляется, минуя вспомогательную турбину 13. In the gas injection mode in the
Установка (фиг. 2) работает следующим образом. Installation (Fig. 2) works as follows.
Газ высокого давления из подземного хранилища 2, проходя через первую полость первого двухполостного теплообменника 24, отдает тепло газовому конденсату из второй полости двухполостного теплообменника 24, вызывая его испарение. Затем газ высокого давления поступает в первую полость второго двухполостного теплообменника 25, где дополнительно охлаждается газом, поступающим с выхода первой полости конденсатора 10, после чего газ поступает в сепаратор 21 и затем на входы турбодетандеров 6. С выхода всех турбодетандеров охлажденный газ поступает в первую полость конденсатора 10, где он вызывает конденсацию газового конденсата из его первой полости (образующий замкнутый циркуляционный контур). В магистральный газопровод 12 газ низкого давления поступает через трубопроводную линию 11. Замкнутый циркуляционный контур с теплоносителем газовым конденсатом (преимущественно легкие фракции пропан, бутан или их смеси) включает в себя вспомогательную турбину 13, вторую полость двухполостного теплообменника 24, испаритель 17, циркуляционный насос 16, вторую полость конденсатора 10. Регулирование режима отбора газа из подземного хранилища 2 осуществляют с помощью преобразователей 8 частоты и направляющими аппаратами турбодетандеров 6 сигналом от регулятора 18 расхода газа. Использование двухполостных теплообменников 24 и 25 взамен трехполостного (фиг. 1) позволяет упростить технологическое оборудование и снизить его стоимость. High pressure gas from the
В режиме закачки газа в подземном хранилище 2 (фиг. 2) производят замену проточных частей турбодетандеров 6, которые переводят в режим центробежных нагнетателей. Переводят синхронные генераторы 7 в режим синхронных электродвигателей с регулируемой частотой вращения и с питанием от сети 9 электроснабжения через преобразователи 8 частоты. В этом случае теплообменник 24 может выполнять функции аппарата охлаждения закачиваемого газа, а вспомогательный энергоблок не работает. В режиме закачки газа регулирующие вентили 22 и 23 закрыты. In the mode of gas injection in the underground storage 2 (Fig. 2), the flow parts of the turbo-
Поскольку отбор газа из подземного хранилища производят, как правило, в зимнее время, а закачку производят в летнее время, то для повышения мощности вспомогательной турбины 13 испаритель 17 может быть выполнен с возможностью обогрева продуктами сгорания природного газа. Эти условия могут возникать при дефиците генерирующих мощностей в энергосистеме во время максимума нагрузок. Since the selection of gas from the underground storage is carried out, as a rule, in the winter, and the injection is carried out in the summer, then to increase the capacity of the
В установке (фиг. 1 и 2) обеспечивается высокая эффективность утилизации энергии газа на подземном хранилище, поскольку кроме утилизации потенциальной энергии сжатого газа (утилизируемой турбодетандерами) утилизируют также тепловую энергию подземных пластов и воздуха окружающей среды. Это стало возможным благодаря использованию технологической схемы с получением низкотемпературного газа на выходе турбодетандера и использованию этого холода. Для установки с тремя энергоблоками мощностью 6,3 МВт каждый требуемая мощность вспомогательного агрегата (турбина 13, генератор 14) составляет 4,5-6 МВт. The installation (Figs. 1 and 2) ensures high efficiency of gas energy utilization at the underground storage, since in addition to utilizing the potential energy of compressed gas (utilized by turbo expanders), the thermal energy of underground formations and ambient air is also utilized. This became possible due to the use of the technological scheme with obtaining low-temperature gas at the outlet of the turbo-expander and the use of this cold. For an installation with three 6.3 MW power units, each required power of the auxiliary unit (
Экономическая эффективность использования данной установки определяется величиной электрической энергии, отдаваемой в сеть электроснабжения, с учетом того, что выработка электроэнергии и ее передача в энергосистему осуществляются во время дефицита при зимнем максимуме электропотребления. The economic efficiency of using this installation is determined by the amount of electric energy supplied to the power supply network, taking into account the fact that the generation of electricity and its transmission to the power system are carried out during a shortage with a winter maximum power consumption.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4930444 RU2033581C1 (en) | 1991-03-11 | 1991-03-11 | Plant for recovery of gas energy in underground gas storage |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4930444 RU2033581C1 (en) | 1991-03-11 | 1991-03-11 | Plant for recovery of gas energy in underground gas storage |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2033581C1 true RU2033581C1 (en) | 1995-04-20 |
Family
ID=21571387
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4930444 RU2033581C1 (en) | 1991-03-11 | 1991-03-11 | Plant for recovery of gas energy in underground gas storage |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2033581C1 (en) |
-
1991
- 1991-03-11 RU SU4930444 patent/RU2033581C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1576806, кл. F 25B 11/00, опублик. 1990. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100821052B1 (en) | Method for recovering the energy of gas expansion and a recovery device for carrying out said method | |
CA2292488C (en) | Waste heat recovery in an organic energy converter using an intermediate liquid cycle | |
US4231226A (en) | Method and apparatus for vaporizing liquid natural gases | |
RU2126098C1 (en) | Geothermal high-pressure fluid-medium power plant and its module | |
US5609029A (en) | Thermal power engine and its operating method | |
KR20120038959A (en) | System for efficient fluid depressurisation | |
US4227374A (en) | Methods and means for storing energy | |
CA2538185C (en) | Method of and apparatus for pressurizing gas flowing in a pipeline | |
CN107939548A (en) | Internal combustion engine UTILIZATION OF VESIDUAL HEAT IN cooling heating and power generation system and its method of work | |
EP2580435A1 (en) | Orc plant with a system for improving the heat exchange between the source of hot fluid and the working fluid | |
PT104023A (en) | INSTALLATION TO REDUCE THE PRESSURE OF A GAS OR GAS MIXTURE | |
RU2665752C1 (en) | Installation for combined electrical and cold supply at gas distribution station | |
WO2015024071A1 (en) | Waste heat utilization in gas compressors | |
Ovsyannik et al. | Trigeneration units on carbon dioxide with two-time overheating with installation of turbo detainder and recovery boiler | |
CN104727867A (en) | Medium-and-low-temperature waste heat utilization method and pressure-reducing heat-absorbing type steam power circulating system thereof | |
CN104153957A (en) | Novel temperature difference energy collecting cycle power generation device and power generation method thereof | |
RU2033581C1 (en) | Plant for recovery of gas energy in underground gas storage | |
US9540961B2 (en) | Heat sources for thermal cycles | |
RU2027124C1 (en) | Gas energy recovery set for under ground gas storage | |
JP3697476B2 (en) | Combined power generation system using gas pressure energy | |
RU2049293C1 (en) | Gas energy recovery plant on underground gas storage | |
RU89874U1 (en) | INSTALLATION FOR THE PRODUCTION OF LIQUEFIED GAS ON THE BASIS OF GAS HEAT POWER PLANTS | |
CN105041388B (en) | A kind of synchronized method of generating equipment and generating equipment | |
JPH05302504A (en) | Low temperature power generating device using liquefied natural gas | |
JPS5815705B2 (en) | Heat recovery method in power generation equipment |