RU2106501C1 - Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке и газопаросиловая установка - Google Patents

Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке и газопаросиловая установка Download PDF

Info

Publication number
RU2106501C1
RU2106501C1 RU93058419A RU93058419A RU2106501C1 RU 2106501 C1 RU2106501 C1 RU 2106501C1 RU 93058419 A RU93058419 A RU 93058419A RU 93058419 A RU93058419 A RU 93058419A RU 2106501 C1 RU2106501 C1 RU 2106501C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steam
gas turbine
gas
turbine
combustion chamber
Prior art date
Application number
RU93058419A
Other languages
English (en)
Other versions
RU93058419A (ru
Inventor
Шолль Герхард
Бляйф Фридрих
Штади Лотар
Петцель Ханс-Карл
Original Assignee
Саарбергверке АГ
Сименс АГ
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 Саарбергверке АГ, Сименс АГ filed Critical Саарбергверке АГ
Publication of RU93058419A publication Critical patent/RU93058419A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2106501C1 publication Critical patent/RU2106501C1/ru

Links

Images

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
    • 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]

Abstract

В способе для безвредного для окружающей среды производства электроэнергии в комбинированной газопаросиловой установке с помощью эффективного расширения рабочего агента высокого давления в газовой турбине и от перегретого пара, имеющего высокое давление, парового котла, использующего в качестве топлива природные ископаемые, в паровой турбине предлагается, что заметное тепло эффективно расширенного рабочего агента газовой турбины переносится на воздух для сжигания топлива парового котла и что часть расширенного и охлажденного рабочего агента газовой турбины смешивается с подлежащим сжатию первичным воздухом газовой турбины. Отобранный из парового котла пар перед своим расширением далее нагревается в теплообменнике, расположенном в топочной камере дополнительной вихревой топки. Дымовые газы вихревой топки вводятся в топочную камеру парового котла. 2 с. и 8 з.п.ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к способу безвредного для окружающей среды производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке с помощью эффективного расширения рабочего агента высокого давления в газовой турбине и от перегретого пара высокого давления в паровом котле, использующем в качестве топлива природные ископаемые, в паровой турбине, а также к газопаросиловой установке.
В известных способах для комбинированного производства электроэнергии с применением газовых и паровых турбин сжатый рабочий газ, поступающий в камеру сжигания газовой турбины, отапливаемую жидким топливом или газом, при температуре свыше 1000oC с эффективной мощностью расширяется сначала в газовой турбине, и горячий газ турбины, имеющий еще избыток кислорода, используется в качестве воздуха для сжигания топлива для топочной камеры парового котла. Комбинированные газопаросиловые установки обнаруживают по сравнению с чисто паросиловыми установками улучшенный КПД и вместе с тем ограниченную эмиссию CO2. Избыток кислорода отходящих газов газовой турбины объясняется тем, что для предоставления в распоряжение необходимого для газовой турбины потока массы требуется количество воздуха, сильно превышающее собственное количество воздуха для сжигания топлива. Так как сжигание в камере сжигания происходит при избытке кислорода и высоких температурах, отходящие из газовой турбины газы обнаруживают большую долю оксидов азота, которые делают необходимым соответствующий расчет для установки для удаления азота из дымовых газов парового котла.
С другой стороны, однако, отходящие газы газовой турбины имеют по сравнению с первичным воздухом ограниченное содержание O2. Благодаря этому при равной мощности в паровом котле увеличивается поток массы отходящего газа или дымового газа, проходящий через паровой котел и дополнительно подключенные компоненты, такие как электрофильтр, вытяжка, установка для обессеривания дымового газа, на 50% по сравнению с использованием первичного воздуха для топочной камеры парового котла. Вместе с тем снова повышается собственное потребление мощности электростанции, так что часть улучшенного КПД, полученного благодаря комбинации газовой турбины и топки парового котла, снова расходуется. В топке плавильной камеры возможно лишь и без того ограниченное увеличение потока дымовых газов, т.к. среди прочего на расплав в камере сжигания оказывается негативное влияние. Дополнительное оснащение паросиловой установки с топкой плавильной камеры поэтому невозможно или имеет ограниченную возможность.
Задачей предложенного изобретения является вместе в тем усовершенствование способа вышеупомянутого типа для выработки электроэнергии в комбинированной газопаросиловой установке, как для достижения более высокого КПД и вместе с тем сокращения специфической эмиссии CO2, так и для сокращения эмиссии оксидов азота.
Эта задача, согласно заявленному изобретению, решается таким образом, что заметная теплота эффективно расширенного рабочего агента газовой турбины переносится на воздух для сжигания топлива парового котла.
Благодаря заявленному способу удается использовать теплосодержание турбинных отходящих газов без увеличения потока массы дымовых газов, проходящих через паровой котел и дополнительно подключенные компоненты. Улучшение КПД, достигаемое благодаря комбинации, остается вместе с тем полностью пригодным. Отсюда следует, что благодаря заявленному способу возможно дополнительно оснастить устаревшие установки, оборудованные топками плавильной камеры, более простым способом. Также и образование оксидов азота в камере сжигания газовой турбины можно значительно сократить, если в соответствии с другим признаком изобретения часть эффективно расширенной и охлажденной среды газовой турбины, т.е. обедненного кислородом, по сравнению с первичным воздухом, отходящего газа газовой турбины смешивается с первичным воздухом, подлежащим сжатию, и подается с ним обратно в камеру сжигания газовой турбины. Благодаря этой мере часть первичного воздуха, которая при одном варианте способа была предусмотрена согласно уровню техники существенным образом только как поток массы для газовой турбины, заменяется бедным кислородом отходящим газом газовой турбины, так что сжигание в камере сжигания может происходить при очень незначительном избытке кислорода. Это вновь приводит к тому, что в камере сжигания газовой турбины теперь почти не возникает термических оксидов азота.
Целесообразно не отведенный обратно остаток отходящего газа газовой турбины смешивается с дымовым газом парового котла и вместе с ним отводится через дымовую трубу или охладительную башню. Так как отходящие газы газовой турбины являются теперь практически безвредными, может происходить смешивание с дымовым газом парового котла после очистки дымового газа, так что они, вследствие своей температуры порядка 80oC, способствуют увеличению подъемной силы дымовых газов. Дополнительное повышение КПД достигается, если в соответствии со следующим признаком изобретения отобранный из парового котла пар перед своим расширением далее нагревается в теплообменнике, расположенном в дополнительной вихревой топке. Последующий нагрев пара в дополнительной вихревой топке может происходить, условно, благодаря лучшему теплообмену в вихревом слое, при более ограниченных температурах в топочной камере, чем это было бы возможно в самом паровом котле. Пар может поэтому нагреваться до более высоких температур, а КПД улучшается без возникновения материальных проблем, касающихся труб теплообменника, по которым проходит водяной пар высокого давления.
Выгодным образом дымовые газы вихревого слоя вводятся для дальнейшего уменьшения содержания оксидов азота в топочную камеру парового котла. Введение дымовых газов вихревой топки в паровой котел имеет, кроме уменьшения содержания оксидов азота, то преимущество, что в качестве топлива для вихревой топки могут использоваться также без проблем самостоятельно или в смеси, например, с каменным углем, отходы, содержащие органические вещества. Возникающие и присутствующие одновременно в дымовом газе вредные вещества дополнительно нагреваются в топочной камере парового котла до температуры свыше 1000oC и при этом снова разрушаются.
Согласно следующему признаку изобретения происходит охлаждение отходящих газов газовой турбины до области точки росы, причем по меньшей мере часть воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, обратно поступает к газотурбинной установке и используется в качестве воды, поданной через насадки. Благодаря подаче воды через насадки, с одной стороны, повышается мощность турбины и вместе с тем КПД, с другой стороны - уменьшается концентрация оксидов азота в турбинных отходящих газах, причем согласно изобретению вода, поданная через насадки, снова получается из турбинного отходящего газа и таким образом вводится в цикл.
Часть воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, которая превышает потребность в воде, подаваемой через насадки, и существенным образом получается из сжигания части углеводорода газотурбинного топлива, может вводиться для компенсации, например, потерь из-за утечки, в замкнутый паровой цикл паросиловой установки. Мощность газовой турбины составляет целесообразно не более 20% от мощности всей установки. В этих пределах поток массы воздуха для сжигания топлива парового котла явно больше, чем поток массы отходящих газов газовой турбины. Это означает, что отходящие газы газовой турбины уже в теплообмене с воздухом для сжигания топлива парового котла далее могут охлаждаться до области точки росы и потребность в дополнительной холодопроизводительности уменьшается или в данном случае совсем отпадает.
Комбинированная газопаросиловая установка для осуществления заявленного способа имеет газовую турбину, паровой котел, использующий в качестве топлива природные ископаемые, и паровую турбину и отличается регенеративным теплообменником, который, с одной стороны, интегрирован в трубопровод для отходящих газов для расширенного рабочего агента газовой турбины, а с другой стороны, интегрирован в трубопровод для первичного воздуха парового котла.
Дальнейшее улучшение КПД достигается, когда в вихревой топке предусмотрен теплообменник, вход которого связан с выходом пара парового котла, а выход которого связан с входом пара паровой турбины. Целесообразно предусмотрен соединительный трубопровод между вихревой топкой и топочной камерой парового котла для дымовых газов вихревой отопки.
В варианте, представленном на фиг.1, первичный воздух, подведенный через трубопровод 1, в компрессоре 2 сжимается на 6-20 бар и подводится в качестве воздуха для сжигания топлива в камеру сжигания 3, отапливаемую жидким топливом или газом. Нагретый газ, вырабатываемый в камере сжигания 3, служит в качестве рабочего агента газовой турбины 4, в которой он эффективно расширяется. Газовая турбина 4, со своей стороны, приводит в действие генератор 5, а также компрессор 2.
Температура расширенного рабочего агента, отходящего через трубопровод 22, составляет 300-600oC.
Согласно заявленному изобретению остаточное тепло рабочего агента газовой турбины 4, расширенного и отходящего по трубопроводу 22, переносится на воздух для сжигания топлива парового котла 30, использующего в качестве топлива природные ископаемые. К тому же теплообменник 14, как и представленный на фигуре регенеративный теплообменник, подсоединяется как к трубопроводу 22 для отходящего рабочего агента газовой турбины 4, так и к трубопроводу 18 для воздуха для сжигания топлива парового котла 30. Вместе с тем удается использовать остаточное количество тепла, содержащееся в отходящих газах турбины, для подогрева воздуха для сжигания топлива для парового котла 30, использующего в качестве топлива природные ископаемые, без необходимости увеличивать поток массы дымовых газов, проходящий через паровой котел 30 и дополнительно подключенные компоненты. Заявленный способ газопаросиловой установки, как показано в примере, можно использовать также в устаревших установках, оснащенных плавильной камерой, с помощью простого предварительного включения цикла газовой турбины, т.к. при нагреве в плавильной камере невозможно увеличение потока массы дымовых газов, т.е. пропускание всех газов паровой турбины, из-за негативного влияния расплава в топочной камере 31.
Согласно следующему признаку для уменьшения количества оксидов азота в отходящих газах газовой турбины часть потока расширенного отходящего газа, проходящего через трубопровод 22 и охлажденного в теплообменнике 14 до 40-80oC, непрерывно смешивается в трубопроводе 20 с первичным воздухом для газовой турбины 4 и вместе с ним отводится обратно в топочную камеру 3. Размер отведенного обратно потока отходящего газа выбирается при этом в соответствии с потоком массы, необходимым для оптимальной мощности газовой турбины 4, и может составлять до 50% от общего количества отходящего газа. При оптимальных расчетах подводится только количество первичного воздуха, необходимое для сжигания в камере сжигания 3, и добавляется дополнительное количество, необходимое в качестве потока массы для газовой турбины 4 через обратно отведенный бедный кислородом отходящий газ. Таким образом достигается то, что сжигание в камере сжигания 3 происходит при существенно ограниченном избытке кислорода, в результате получается содержание термических оксидов азота, равное 0.
Часть не отведенных обратных отходящих газов турбины отводится далее через трубопровод 22 и преимущественным образом смешивается с дымовым газом парового котла 30, который, как правило, подвергается мокрой газовой очистке, и вместе с ним выходит через дымовую трубу или охладительную башню в атмосферу. Вследствие своего остаточного тепла отходящий газ газовой турбины способствует увеличению подъемной силы всего количества дымовых газов.
В паровом котле 30, в указанном примере плавильный котел с топочной камерой 31 и подводом топлива 32, на поверхностях нагрева 33, 34 получается пар высокого давления для замкнутого парового цикла. Этот замкнутый паровой цикл обнаруживает наряду с поверхностями нагрева 33, 34 в качестве других главных компонентов паровую турбину 11 с генератором 10, конденсатор пара 12 и питательный насос 13, а также другой теплообменник 24 для подогрева питательной воды. Согласно следующему признаку пар, полученный в паровом котле 30, после поверхностей нагрева 33 отводится через трубопровод 25 через следующий теплообменник 7. Этот теплообменник 7 расположен в дополнительной вихревой топке 8 с подводом 9 для топлива. В теплообменнике 7 пар нагревается далее до температуры 560-600oC и только тогда подается дальше к паровой турбине 11 и расширяется.
Так как перегрев водяного пара в теплообменнике 7 или в вихревой топке 8 может происходить теперь при более низких по сравнению с паровым котлом температурах в топочной камере и равномерном распределении температур, устраняются материальные проблемы, касающиеся трубы теплообменника и имеющие благодаря наличию одновременно высокого давления и неравномерных температур в топочной камере. Оказалось, что благодаря этому дальнейшему нагреву водяного пара в вихревой топке 8 до более высоких температур мощность паровой турбины 11 может повыситься на 5-10%.
Воздух для сжигания топлива, необходимый в вихревой топке 8, отводится через трубопровод 26 в воздуходувку 27 от проходящего в трубопроводе 18 первичного воздуха для парового котла 30 позади теплообменника 14. Дымовые газы вихревой топки 8 подаются через трубопровод 23 в топочную камеру 31 парового котла 30 и способствуют, таким образом, уменьшению содержания оксидов азота парового котла 30.
Дымовой газ, оттекающий из парового котла 30, попадает по очереди в электрофильтр 15, воздуходувку 28, а также установку для обессеривания 16, а затем - через трубопровод 17, к которому примыкает также трубопровод 22 для турбинных отходящих газов, через дымовую трубу или охладительную башню в атмосферу. Дополнительного уменьшения содержания оксидов азота можно добиться, если аналогичным образом, как и в газовой турбине 4, часть очищенного потока дымового газа парового котла 30 отвести обратно через трубопровод 21 в вихревую топку 8. В данном случае перед теплообменником 24 может предусматриваться дополнительно установка для удаления азота 28.
Через теплообменник 6, обозначенный на трубопроводе 18 для воздуха для сжигания топлива парового котла 30, против течения из теплообменника 14, сжатый первичный воздух, поступающий из воздуходувки 19, может подводить дополнительное тепло. Этот теплообменник 6 служит вместе с тем в качестве регулирующего органа для выравнивания изменений мощности газовой турбины 4 или для дополнительного подогрева воздуха для сжигания топлива при частичной или слабой нагрузке газовой турбины 4.
В примере, представленном на фиг.2, отходящие газы газовой турбины охлаждаются до области точки росы, а выделяющаяся в виде конденсата вода отводится обратно для повышения мощности газовой турбины и сокращения образования оксидов азота через трубопровод 36 и впускается в камеру сжигания 3 или другое рабочее тело, имеющее высокое давление, газовой турбины 4.
Принципиально охлаждение отходящих газов газовой турбины до области точки росы может происходить за один раз, т.е. непосредственно в теплообменнике 14 в обмене теплом с воздухом для сжигания топлива парового котла 30. Предпосылкой, однако, является то, что соотношение потока массы воздуха для сжигания топлива и потока отходящих газов газовой турбины достаточно велико. В любом случае это обеспечено, если мощность газотурбинной установки составляет не более 20% от мощности всей установки.
Если, однако, соотношение потока массы воздуха для сжигания топлива и потока отходящих из газовой турбины газов недостаточно велико для возможности охлаждать отходящие газы газовой турбины исключительно в теплообмене с воздухом для сжигания топлива до области точки росы, то охлаждение отходящих из газовой турбины газов должно происходить в два этапа, это означает, что остаточное охлаждение в области точки росы должно происходить в дополнительно подключенном холодильнике 35. В холодильнике 35 для остаточного охлаждения отходящих газов газовой турбины требуется затем также специальная охлаждающая среда, например охлаждающая жидкость из цикла охлаждения паросиловой установки.
В дополнение к количеству, соответствующему количеству воды, впущенной в камеру сжигания 3 или рабочий агент газовой турбины 4, получается новое количество при сжигании углеводородов, содержащихся в топливе для газовой турбины. Избыток воды может вводиться через трубопровод 37, 38 вместо свежей воды для выравнивания потерь от утечки в замкнутый паровой цикл паросиловой установки, целесообразно перед питательным насосом 13, и/или подводится через трубопровод 39, в данном случае после обогащения, к сети технической воды.

Claims (10)

1. Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке путем эффективного расширения рабочего агента высокого давления, нагретого в использующей в качестве топлива мазут или газ камере сгорания газовой турбины, а также перегретого пара высокого давления из использующего твердое топливо парогенератора в паровой турбине, отличающийся тем, что заметное тепло эффективно расширенного рабочего агента газовой турбины путем косвенного теплообмена между расширенным рабочим агентом газовой турбины и воздухом для сжигания топлива в парогенераторе переносят на воздух для сжигания, при этом охлажденный рабочий агент газовой турбины смешивают с дымовыми газами парогенератора после его охлаждения и очистки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что часть расширенного и охлажденного рабочего агента газовой турбины смешивают с первичным воздухом газовой турбины, подлежащим сжатию.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что пар, отобранный из парового котла перед своим расширением в теплообменнике, расположенном в топочной камере дополнительной вихревой топки, далее подогревают.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что дымовые газы вихревой топки попадают в топочную камеру парового котла.
5. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что охлаждение отходящих газов газовой турбины происходит до области точки росы, и, по меньшей мере, часть воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, обратно отводят к газотурбинной установке и используют в качестве воды, подаваемой через насадки.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что имеющийся в данном случае избыток воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, по меньшей мере частично вводят в замкнутый паровой цикл паросиловой установки.
7. Способ по пп.1 - 6, отличающийся тем, что соотношение мощности газовой турбины и общей мощности газо-паросиловой установке составляет 0,2.
8. Комбинированная газопаросиловая установка, снабженная газовой турбиной, паровым котлом, использующим в качестве топлива природные ископаемые, и паровой турбиной, отличающаяся тем, что снабжена регенеративным теплообменником, который, с одной стороны, встроен в трубопровод для отходящих газов для расширенного рабочего агента газовой турбины и, с другой стороны, в трубопровод для первичного воздуха парового котла.
9. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что снабжена теплообменником, расположенным в вихревой топке, вход в который связан с выходом пара парового котла, а выход которого связан с входом пара паровой турбины.
10. Установка по п. 9, отличающаяся тем, что снабжена соединительным трубопроводом, расположенным между вихревой топкой и топочной камерой парового котла для дымовых газов вихревой топки.
RU93058419A 1991-05-25 1992-05-21 Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке и газопаросиловая установка RU2106501C1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DEP4117189.6 1991-05-25
DE4117189A DE4117189C2 (de) 1991-05-25 1991-05-25 Verfahren zur Erzeugung elektrischer Energie in einer kombinierten Gas-Dampfkraftanlage und Anlage zur Durchführung des Verfahrens
DE4131757A DE4131757A1 (de) 1991-05-25 1991-09-24 Verfahren zur umweltfreundlichen erzeugung elektrischer energie in einer kombinierten gas-dampfkraftanlage
DEP4131757.2 1991-09-24
PCT/DE1992/000413 WO1992021859A1 (de) 1991-05-25 1992-05-21 Verfahren zur umweltverträglichen erzeugung elektrischer energie und anlage zur durchführung des verfahrens

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU93058419A RU93058419A (ru) 1996-07-27
RU2106501C1 true RU2106501C1 (ru) 1998-03-10

Family

ID=25903932

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU93058419A RU2106501C1 (ru) 1991-05-25 1992-05-21 Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке и газопаросиловая установка

Country Status (9)

Country Link
US (1) US5435123A (ru)
EP (1) EP0586416B1 (ru)
JP (1) JPH06511061A (ru)
AT (1) ATE171244T1 (ru)
AU (1) AU1698192A (ru)
CA (1) CA2109938A1 (ru)
DE (3) DE4117189C2 (ru)
RU (1) RU2106501C1 (ru)
WO (1) WO1992021859A1 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5673634A (en) * 1992-11-17 1997-10-07 Apparatebau Rothemuhle Brandt & Kritzler Gmbh Incineration plant with heat exchanger
US5782081A (en) * 1994-05-31 1998-07-21 Pyong Sik Pak Hydrogen-oxygen burning turbine plant
DE19626011A1 (de) * 1996-06-28 1998-01-02 Lentjes Kraftwerkstechnik Kombinierte Gas-Dampf-Kraftanlage und Prozeß
NO964298L (no) * 1996-10-10 1998-04-14 Solco Offshore Services As Fremgangsmåte ved tilförsel av forbrenningsluft til et brennkammer, anordning ved nevnte brennkammer, samt anvendelse av oksygenholdig avgass fra en gassturbin
DE10153911B4 (de) * 2001-11-02 2010-08-19 Alstom Technology Ltd. Befestigungsmittel für Einspritzdüsen in einem Luftansaugkanal einer Strömungsmaschine
EP1429000A1 (de) * 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
DE10337240A1 (de) * 2003-08-13 2005-03-17 Siemens Ag Verfahren und Einrichtung zur Gewinnung von Wasser bei einer Kraftwerksanlage
US6922984B2 (en) * 2003-08-27 2005-08-02 Valero Refining Company - California Heat recovery circuit
US7841186B2 (en) * 2007-01-31 2010-11-30 Power Systems Mfg., Llc Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine
CN107122523A (zh) * 2017-03-30 2017-09-01 国网天津市电力公司 供热期联合循环机组电负荷可调范围在线监测方法

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2294700A (en) * 1939-10-13 1942-09-01 Gen Electric Elastic fluid power plant
BE490890A (ru) * 1949-06-09
US2970434A (en) * 1955-06-28 1961-02-07 Gen Electric Steam-gas turbine powerplant with steam compressor
US3203175A (en) * 1962-07-31 1965-08-31 Michalicka Ladislav System of operation of a steam-gas circuit or of a gas circuit for gas turbines comprising a combustion chamber for solid fuel
US3657879A (en) * 1970-01-26 1972-04-25 Walter J Ewbank Gas-steam engine
US3703807A (en) * 1971-01-15 1972-11-28 Laval Turbine Combined gas-steam turbine power plant
US3978661A (en) * 1974-12-19 1976-09-07 International Power Technology Parallel-compound dual-fluid heat engine
SE402796B (sv) * 1975-09-12 1978-07-17 Stal Laval Turbin Ab Angkraftanleggning forsedd med separata brennkammare av virvelbeddstyp
US4271664A (en) * 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
DE2743830C2 (de) * 1977-09-29 1984-03-22 Saarbergwerke AG, 6600 Saarbrücken Verfahren zum Betreiben einer kombinierten Gas-Dampfkraftanlage und Gas-Dampfkraftanlage zur Durchführung des Verfahrens
GB2034412B (en) * 1978-09-20 1982-11-10 Chatwin F Combined gas and steam turbine engine
DE3338107A1 (de) * 1982-11-30 1984-05-30 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kohlegefeuertes kraftwerk mit wirbelschichtfeuerung
SE453114B (sv) * 1986-04-29 1988-01-11 Asea Stal Ab Sett for drift av ett turbinaggregat
DE3731082C1 (en) * 1987-09-16 1989-04-13 Steag Ag Method and plant for obtaining energy from solid, high-ballast fuels
DE4019343A1 (de) * 1990-06-18 1991-12-19 Steinmueller Gmbh L & C Verfahren zur erzeugung elektrischer energie in einem kombi-kraftwerk und kombi-kraftwerk zur durchfuehruung des verfahrens

Also Published As

Publication number Publication date
DE4131757A1 (de) 1993-03-25
EP0586416B1 (de) 1998-09-16
AU1698192A (en) 1993-01-08
US5435123A (en) 1995-07-25
DE4117189A1 (de) 1992-12-03
JPH06511061A (ja) 1994-12-08
WO1992021859A1 (de) 1992-12-10
CA2109938A1 (en) 1992-12-10
EP0586416A1 (de) 1994-03-16
DE59209501D1 (de) 1998-10-22
ATE171244T1 (de) 1998-10-15
DE4117189C2 (de) 1994-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN100529532C (zh) 利用富氧燃烧改进锅炉以提高效率并降低排放物
CN100462531C (zh) 一种提高联合循环电厂效率的系统和方法
CN101245400B (zh) 炼钢转炉煤气干法回收及其显热发电系统
CN202177093U (zh) 多级高效置换式的烟气余热利用系统
CN101230985B (zh) 一种具有燃煤锅炉的火力发电机组的运行方法以及一种火力发电机组
JPH063071A (ja) 発電所の構成要素を形成する石炭燃焼ボイラーの排ガスに含まれる熱を利用する装置
CN104266171A (zh) 火电厂烟气余热利用系统
KR20110022634A (ko) 순산소 연소에 의해 전력을 생성하는 방법과 시스템
CN108119888B (zh) 超高温亚临界煤气发电系统
CN106755718B (zh) 转炉炼钢产生的烟气废热利用和除尘一体化系统及工艺
GB2338991A (en) Compound power-generating plant with superheated high pressure steam
RU2106501C1 (ru) Способ производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке и газопаросиловая установка
CN101144396A (zh) 双燃料助燃型燃气-蒸汽联合循环系统
CA1272383A (en) Method and apparatus for driving an electrical power plant
JPH08502345A (ja) 電気的なエネルギを生ぜしめるための蒸気動力装置
CN103032867A (zh) 多级高效置换式的烟气余热利用系统
CN113803706B (zh) 一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统
CN103575124A (zh) 火电厂驱动汽轮机乏汽冷却系统及火电机组
JP3882107B2 (ja) ガスタービン組込みボイラ
JP3093775B2 (ja) ガスタービン・蒸気タービン複合サイクル方式と該方式の実施に使用する発電設備
CN202056856U (zh) 一种利用高温省煤器回收烟气余热的系统
CN103776026A (zh) 一种利用烟气余热降低电站锅炉高温腐蚀的装置及方法
CN110145754A (zh) 可防止尾部受热面低温腐蚀的锅炉烟气处理系统及方法
RU59734U1 (ru) Энергетический комплекс
CN112097287B (zh) 一种锅炉节能与烟气脱白系统、工艺、应用