RU2171385C2 - Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования - Google Patents

Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования Download PDF

Info

Publication number
RU2171385C2
RU2171385C2 RU95109867/06A RU95109867A RU2171385C2 RU 2171385 C2 RU2171385 C2 RU 2171385C2 RU 95109867/06 A RU95109867/06 A RU 95109867/06A RU 95109867 A RU95109867 A RU 95109867A RU 2171385 C2 RU2171385 C2 RU 2171385C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
organic
heat exchanger
exhaust gases
gases
gas
Prior art date
Application number
RU95109867/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU95109867A (ru
Inventor
Фишер Уриел
Гилон Йоэль
Синай Джозеф
Original Assignee
Ормат Индастриз Лтд
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 Ормат Индастриз Лтд filed Critical Ормат Индастриз Лтд
Publication of RU95109867A publication Critical patent/RU95109867A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2171385C2 publication Critical patent/RU2171385C2/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]

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

Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты содержит газотурбинный блок для привода устройства утилизации и получения горячих выходных газов, рекуперативный теплообменник, содержащий рабочую среду, средство управления для регулирования температуры подаваемых горячих газов, турбину. Способ утилизации горячих выхлопных газов газотурбинной системы заключается в передаче теплоты от горячих газов органической текучей среде, содержащейся в рекуперативном теплообменнике, для получения испаренной органической текучей среды и охлажденных выхлопных газов. Испаренную органическую среду расширяют в органической паровой турбине. Выходящий из последней расширенный органический пар конденсируют и перекачивают обратно в рекуперативный теплообменник. В качестве рабочей среды используют нормальный пентан или изопентан и осуществляют уменьшение температуры горячих выходных газов перед тем, как их теплота передается органической текущей среде, путем инжектирования окружающего воздуха в горячие выходные газы. Изобретения позволяют сохранять работоспособным цикл рекуперации тепла при холодной погоде. 2 с. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Это изобретение относится к газотурбинной системе, которая включает цикл рекуперации теплоты, и к способу ее использования.
Газовые турбины используются для получения энергии во многих установках по всему миру. Часто выходные газы газовой турбины просто выбрасываются в атмосферу. Например, для транспортировки газа из областей его производства к потребителям, находящимся вдали от этих областей используются трубопроводы для передачи природного газа под высоким давлением. Газовые компрессоры, которые перегоняют газ по этим трубопроводам, обычно обеспечиваются электроэнергией от газовой турбины, и дополнительно может использоваться цикл рекуперации теплоты для уменьшения потребления электроэнергии в целом за счет преобразования отработанного тепла, содержащегося в горячих выходных газах турбины, в электричество. Установка такого типа представлена схематично на фиг. 1, где показан двуступенчатый воздушный компрессор, производящий сжатый воздух, который подается на газовую турбину, соединенную с устройством утилизации, например газовым компрессором. В такой установке часть сжатого газа, подаваемого с помощью компрессора, отводится в камеру сгорания и сжигается в сжатом воздухе, перед тем как газы, образующиеся при сгорании, подаются на газовую турбину.
Температура горячих газов, которые выходят из газовой турбины, может быть около 450oC, и эти газы обычно содержат достаточное количество тепла, что делает экономически оправданным рекуперацию теплоты. Как правило, выходные газы подаются в теплообменник с косвенным контактом, содержащий воду, которая испаряется. Образующийся водяной пар подается на паровую турбину, соединенную с генератором, который производит электричество, а расширенный пар выходит из турбины. Расширенный пар конденсируется в конденсаторе, в который обычно подается охлаждающая вода из водоема, связанного с градирней.
Во время холодной погоды температура воздуха может упасть ниже температуры замерзания воды, приводя к замерзанию охлаждающей воды и парового конденсата, таким образом препятствуя функционированию конденсатора и градирни. Когда это происходит, то работа цикла рекуперации тепла должна прекратиться.
Предполагается, что благодаря последним достижениям в области проектирования и создания турбины на органических парах, использующей конденсатор с воздушным охлаждением, такая турбина могла бы заменить паровую турбину в установке, описанной выше. Это усовершенствование позволило бы сохранять работоспособным цикл рекуперации тепла при очень холодной погоде. Однако высокая температура выходных газов и характеристики органических жидкостей (например, пентана), используемых в турбинных циклах на органических парах, увеличивают вероятность того, что в относительно горячей части теплообменника может образовываться и осаждаться углерод вследствие избыточного нагрева органической текучей среды горячими выходными газами.
Поэтому задачей настоящего изобретения является создание новой улучшенной газотурбинной системы с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования, в которой решена проблема, упомянутая выше, или она в значительной степени уменьшена.
Настоящее изобретение предлагает цикл рекуперации теплоты для газотурбинной системы, которая включает газотурбинный блок для привода устройства утилизации и получения горячих выходных газов и рекуперативный теплообменник, содержащий рабочую текучую среду предпочтительно, органическую текучую среду, которая взаимодействует с подаваемыми горячими газами, для получения рабочей текучей среды в виде пара и охлажденных газов, которые могут выпускаться в атмосферу. Если используется органическая рабочая текучая среда, то турбина, работающая на органическом паре, соединенная с генератором и взаимодействующая с испаренной органической текучей средой, генерирует электроэнергию и производит расширенный органический пар, который выходит из турбины. Расширенная испаренная органическая жидкость конденсируется в конденсаторе, а конденсированная органическая текучая среда возвращается в рекуперативный теплообменник с помощью насоса. Когда окружающая температура ниже температуры замерзания воды, используется конденсатор органической текучей среды с воздушным охлаждением. Температура горячих газов, подаваемых в рекуперативный теплообменник, регулируется с помощью устройства управления, которое содержит смеситель для смешивания окружающего воздуха с горячими выходными газами для получения смеси горячих выходных газов и окружающего воздуха перед тем, как смесь подается в рекуперационный теплообменник и вступает в теплообменное взаимодействие с упомянутой органической текучей средой. Таким образом, температура выходных газов, подаваемых в теплообменник, может быть уменьшена, например, с 450 до 300oC.
Для управления количеством окружающего воздуха, смешиваемого с горячими выходными газами, устройство управления может содержать позиционный избирательный клапан, например откидной клапан, для управления количеством окружающего воздуха, который смешивается с горячими выходными газами. В этом случае устройство управления может включать температурный датчик для контроля температуры подаваемых горячих газов, а клапан устройства управления реагирует на температуру, которую регистрирует упомянутый температурный датчик, для управления положением клапана и, следовательно, количеством окружающего воздуха, который смешивается с горячими выходными газами.
Варианты осуществления изобретения описаны на примерах со ссылкой на поясняющие чертежи, где:
фиг. 1 - блок-схема обычной газотурбинной системы, в которую включен цикл рекуперации теплоты на основе водяного пара;
фиг. 2 - блок-схема газотурбинной системы с циклом рекуперации теплоты на основе органической текучей среды согласно настоящему изобретению;
фиг. 3A, 3B и 3C - вертикальные частичные схемы, подробно показывающие три конфигурации теплообменника согласно настоящему изобретению;
фиг. 4 - блок-схема газотурбинной системы с циклом рекуперации теплоты на основе водяного пара, в которой используется настоящее изобретение; и
фиг. 5 - блок-схема газового компрессора, работающего от газовой турбины, которая показана в качестве примера использования тепла в промежуточных охладителях компрессоров газовой турбины, и газовых компрессоров для генерации электроэнергии согласно настоящему изобретению.
Обратимся теперь к чертежам, цифровая позиция 10 обозначает газотурбинную систему согласно известному уровню техники, в которую включен цикл рекуперации теплоты на основе водяного пара. Система 10 содержит обычный газотурбинный блок 12, включающий компрессоры низкого и высокого давления 14, 16, соединенные валом 17 с газовой турбиной 18. Окружающий воздух подается в компрессор низкого давления 14, сжимается и подается в компрессор высокого давления 16.
Сжатый воздух подается в камеру сгорания 20, в которой сжигается топливо и при этом образуются высокотемпературные газы, которые подаются на турбину 18, где происходит их расширение. Энергия, выделяемая при расширении высокотемпературных газов в турбине, приводит в движение устройство утилизации 22, которое может быть газовым компрессором, связанным с газовым трубопроводом (не показано). Расширенные газы, которые выходят из выхода турбины 18, имеют температуру, которая может быть примерно 450oC, например, или выше, или ниже в зависимости от параметров турбины. Теплота из горячих выходных газов извлекается в аппарате 23 рекуперативного цикла. Аппарат 23 включает рекуперативный косвенный теплообменник 24, в который подаются горячие выходные газы.
Теплообменник 24 содержит воду, которая испаряется за счет теплоты, содержащейся в горячих выходных газах. Эти газы охлаждаются до 120oC в процессе теплообмена, который происходит между горячими выходными газами и водой в теплообменнике 24. Охлажденные выходные газы выпускаются в атмосферу, а водяной пар, получаемый в рекуперативном теплообменнике 24 подается на паровую турбину 26, соединенную с генератором 27. Водяной пар расширяется в турбине 26, приводя во вращение генератор и производя расширенный пар, который направляется в паровой конденсатор с наружным охлаждением 28. Конденсатор 28 охлаждается водой, подаваемой из градирни 30. Насос 31 возвращает конденсат, полученный с помощью конденсатора 28 в теплообменник 24.
Когда низкая окружающая температура приводит к замерзанию воды, поступающей в градирню 30, и парового конденсата, получаемого с помощью конденсатора пара 28, аппарат 23 будет не в состоянии работать; и цикл рекуперации теплоты должен быть остановлен. Эту ситуацию можно предотвратить, если использовать систему рекуперации теплоты с органической текучей средой. Такая система имеет конденсатор с воздушным охлаждением, потому что обычно используемые органические рабочие текучие среды, такие как текучая среда на основе гидрокарбоната, например пентана, имеют очень низкую точку замерзания и могут использоваться в зимних условиях почти во всем мире. Такие органические текучие среды могут образовывать углеродистые отложения при относительно высоких температурах, вследствие этого конструкция теплообменника должна учитывать возможность осаждения углеродистых образований или продуктов из рабочей текучей среды, особенно когда текучая среда в теплообменнике имеет температуру примерно 450oC или выше.
Аппарат 40, показанный на фиг. 2, учитывает возможность образования углеродистого продукта из органической текучей среды, но, в известной мере, это налагает менее строгие требования на конструкцию теплообменника. В частности, аппарат 40 снабжен средством управления 42 для регулирования температуры горячих газов, которые подаются в теплообменник 44, так чтобы уменьшить температуру газов, которые вступают в теплообменное взаимодействие с органической текучей средой. А именно, температура выходных газов уменьшается при смешивании окружающего воздуха с горячими выходными газами перед тем, как смесь вступает в теплообменное взаимодействие с органической текучей средой. Например, температура может быть уменьшена до 300oC.
Аппарат 40 включает в себя газотурбинный блок 12A, аналогичный блоку 12, показанному на фиг. 1, для привода устройства утилизации 22А, которое может быть газовым компрессором, и для получения горячих выходных газов в трубопроводе 41. Рекуперативный теплообменник 44 содержит органическую жидкость, например пентан, в форме n-пентан или изо-пентан, которая взаимодействует с подаваемыми горячими выходными газами с образованием испаренной органической жидкости в выходном трубопроводе 45, которая выпускается в атмосферу через подходящую дымовую трубу. Турбогенератор на органическом паре 46, который включает турбину 47 на органическом паре, соединен с электрическим генератором 48. Генератор 48 приводится в движение испаренной органической жидкостью в трубопроводе 45, в результате генерируется электроэнергия и образуется расширенный органический пар в трубопроводе 49, соединенном с выходной турбиной 47. Конденсатор 50, который охлаждается воздухом, служит для конденсации расширенной испаренной органической жидкости, которая выходит из турбины 47, а насос 52 возвращает конденсат органической среды в рекуперативный теплообменник 44 через трубопровод 53.
Из-за относительно высокой температуры выходных газов, которые вступают в теплообменное взаимодействие с органической текучей средой в теплообменнике, предпочтительная конструкция рекуперативного теплообменника 44 включает предварительный нагреватель 54 и испаритель 55, который включает испарительную часть теплообменника 56 для приема горячих выходных газов и испарительный бак 57. Часть 56 содержит органическую текучую среду в жидкой фазе, что позволяет надлежащим образом производить передачу тепла органической текучей среде без образования паровоздушных мешков, таким образом, способствуя эффективной передаче тепла органической текучей среде.
После того, как нагретая жидкость перекачена с помощью насоса 58 из части 56 в бак 57 по трубопроводу 59, нагретая жидкость испаряется в баке и испаренная органическая текучая среда по трубопроводу 45 подается в турбину 47. После прекращения нагрева жидкой органической текучей среды в части 56 газы, температура которых до некоторой степени понижена, поступают в предварительный нагреватель 54, в который с помощью насоса подается из конденсатора 50 по трубопроводу 53 конденсат органической текучей среды.
Дополнительное тепло извлекается из газов в предварительном нагревателе 54 в процессе предварительного нагрева конденсата органической текучей среды, который перетекает по трубопроводу 60 в бак 57, откуда предварительно нагретая жидкость подается в часть 56 испарителя. Газы охлаждаются в результате до 120oC и выпускаются в атмосферу.
Несмотря на то, что цикл с органической рабочей средой особенно выгодно использовать при окружающей температуре ниже точки замерзания воды, цикл рекуперации теплоты на основе органической рабочей текучей среды, который упоминался ранее, может быть также выгоден даже при окружающих температурах выше, чем точка замерзания воды. В этих условиях конденсатор 50 может иметь воздушное или водяное охлаждение и турбина на органической текучей среде будет значительно меньше, поскольку больше разность в удельных объемах между водяным паром и органическим паром при одной и той же температуре. Кроме того, конденсирующее давление обычно будет выше атмосферного давления.
Работа средства управления 42 проиллюстрирована на фиг. 3A-C, поясняющих три варианта выполнения рекуперативного теплообменника 44. Рекуперативный теплообменник 44A на фиг. 3A содержит трубчатый корпус 60, имеющий входную часть 62, соединенную с выходным каналом 63 газовой турбины, и в который поступают горячие выходные газы. Предпочтительно, рекуперативный теплообменник включает также выходную часть 64, через которую корпус 60 соединен с дымовой трубой 65. Выходные газы, охлажденные за счет отдачи тепла испарителю 55 и предварительному нагревателю 54, выпускаются через дымовую трубу 65 в атмосферу.
Средство управления 42, связанное с теплообменником 44A также содержит инжектор 66, имеющий выходной конец 67, открытый в входную часть 62, часть 68, имеющую входной конец 69, открытый в окружающую атмосферу, и вентилятор 70A для втягивания окружающего воздуха через инжектор 66 в рекуперативный теплообменник. Средство управления также содержит избирательный позиционный клапан 71, например откидной клапан, расположенный в части 68.
Предпочтительно, средство управления также содержит температурный датчик 72, расположенный в области, где горячие выходные газы из выхода турбины смешиваются с окружающим воздухом, выходящим из инжектора, для контроля температуры газов, поступающих в рекуперативный теплообменник 44. Таким образом, температура газа регистрируется до того, как он подается на элементы 55 и 54 теплообменника, то есть, до того как тепло газов передается органической текучей среде в испарителе и предварительном нагревателе теплообменника.
Температурный датчик 72 выдает управляющий сигнал, который зависит от разности температур между температурой газов, поступающих в рекуперативный теплообменник 44A и заранее установленной температурой для этих газов до осуществления теплообменных процессов; и этот управляющий сигнал подается на клапан устройства управления 42A, который управляет положением клапана 71. Таким образом, объем окружающего воздуха, инжектируемого в горячие выходные газы, а следовательно, температура смеси воздуха и выходных газов может регулироваться в соответствии с требующейся установленной температурой. Например, если температура выходных газов, которые выходят из турбины, примерно 450oC, то температура смеси может быть выбрана в 300oC; устройство управления клапаном 42A будет оказывать влияние на положение клапана 71 таким образом, чтобы установилась выбранная температура. В этом случае температура смеси воздуха и выходных газов, вероятно, будет примерно 120oC после завершения теплообмена смеси с предварительным нагревателем рекуперативного теплообменника.
Рекуперативный теплообменник 44B, показанный на фиг. 3B, аналогичен рекуперативному теплообменнику 44A за исключением того, что вентилятор, с помощью которого воздух инжектируется в выходные газы перед теплообменным взаимодействием смеси с органической текучей средой, расположен ниже по потоку относительно инжектора в теплообменнике 44A, а в случае рекуперативного теплообменника 44B вентилятор расположен выше по потоку. То есть вентилятор 70B расположен в области выходной части 64 теплообменника, а не в области части 68. Иначе говоря, рекуперативный теплообменник 44B функционирует так же, как и рекуперативный теплообменник 44A.
Цель установок, показанных на фиг. 3A и 3B, заключается в уменьшении обратного давления на газотурбинный выход за счет вентилятора 70A, показанного на фиг. 3A, и вентилятора 70B, показанного на фиг. 3B. Таким образом, каждый из рекуперативных теплообменников 44A и 44B содержит инжектор, нагнетающий воздух. Рекуперативный теплообменник 44C в отличие от рекуперативных теплообменников 44A и 44B не содержит инжектора, нагнетающего воздух, т.е. в рекуперативном теплообменнике 44C отсутствует вентилятор. В рекуперативном теплообменнике 44C конструкция выходного газового канала должна быть такой, чтобы выходной канал газовой турбины действовал как инжектор. Иначе говоря, скорость потока выходных газов в области входной части 62 теплообменника 44C должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить достаточно сильное всасывание для втягивания в рекуперативный теплообменник такого количества окружающего воздуха, чтобы выходные газы охладились до требующейся температуры. Для достижения этих результатов используются обычные конструктивные параметры и не требуется никаких дополнительных экспериментов.
Регулирование количества окружающего воздуха, втягиваемого в рекуперативный теплообменник 44C, может быть осуществлено с помощью откидного клапана 71C, размещенного на входе во входную часть 62 рекуперативного теплообменника 44C.
Хотя вышеизложенное подробное описание относится к использованию органических рабочих текучих сред, в частности текучих сред на основе гидрокарбонатов, изобретение также может применяться и для неорганических рабочих текучих сред. Например, изобретение может применяться для системы на основе воды, где проблема заключается в том, чтобы поддерживать в значительной степени фиксированную температуру испарения для цикла рекуперации тепла при изменяемых окружающих условиях, и где окружающая температура не доходит до температуры замерзания воды. Вариант 80 настоящего изобретения, показанный на фиг. 4, является примером газотурбинной системы с водяным циклом рекуперации тепла. В варианте 80 газотурбинная система 12 производит горячие выходные газы, которые проходят через канал 81 в соединитель 82, который соединен с каналом, причем соединитель содержит центральный откидной клапан 83, который может поворачиваться из нерабочего положения, показанного сплошной линией на фиг. 4, в рабочее положение, показанное штриховыми линиями. В нерабочем положении клапан 83 позволяет горячим выходным газам входить в элементы рекуперативного теплообменника, включая испаритель, например, выполненный в форме водяных труб; а в рабочем положении клапан 83 переключает горячие газы на обходную дымовую трубу 86. Обычно клапан 83 находится в нерабочем положении, но клапан может быть переведен в рабочее положение, когда требуется поддержание температуры на оборудовании цикла рекуперации тепла или по другим причинам.
Инжектор 87, связанный с рекуперативным теплообменником 84, работает таким же образом, как и инжектор 66. Однако в этом случае угловое положение клапана 71, а следовательно, количество окружающего воздуха, смешиваемого с горячими выходными газами, определяется с помощью управляющего сигнала, выдаваемого температурным датчиком, как описано ниже. В другом варианте может использоваться схема, аналогичная той, что показана на фиг. 3C.
Рекуперативный теплообменник содержит элемент 85, который содержит воду, испаряющуюся за счет тепла смеси горячих газов из газотурбинного блока и окружающего воздуха; а полученный пар подается по трубопроводу 90 на паровую турбину 91. Охлажденные газы, находящиеся ниже по потоку относительно испарителя, выпускаются в атмосферу через подходящую дымовую трубу. За счет расширения пара в паровой турбине 91 приводится во вращение генератор 92 и происходит генерация электроэнергии; а расширенный пар выходит из турбины и поступает в конденсатор 95, предпочтительно, с воздушным охлаждением, при этом расширенный пар переходит в конденсированное состояние. Насос 93 возвращает конденсат водяного пара в рекуперативный теплообменник 84.
Датчик уровня температуры 89, связанный с рекуперативным теплообменником 84, выдает управляющий сигнал, функционально зависящий от разности температуры газов, входящих в теплообменник 84, и предпочтительной установленной температурой этих газов; и этот управляющий сигнал подается на средство управления 94 для управления положением клапана 95 таким образом, чтобы устанавливать определенную температуру смеси выходных газов и окружающего воздуха перед подачей смеси в теплообменник, где она вступает в теплообменные отношения с испарителем, входящим в состав рекуперативного теплообменника. Таким образом может регулироваться температура для поддержания заданной температуры для испарения воды в изменяющихся условиях, что влияет на работу рекуперативного теплообменника, в состав которого входит испаритель.
В другом варианте изобретения конденсатор 95 может быть заменен на устройство, аналогичное электростанции на органической текучей среде, работающей по замкнутому циклу Ранкина, как показано штриховыми линиями на фиг. 4. В этом случае пар, выходящий из турбины 91, будет подаваться в теплообменник с косвенным контактом 96, содержащий органическую текучую среду, в результате она будет испаряться. Испаренная органическая текучая среда подается в турбину на органическом паре 97, соединенную с генератором; расширенный органический пар, выходящий из турбины 97, конденсируется в конденсаторе 98 с воздушным охлаждением, причем конденсат органической текучей среды возвращается в конденсатор водяного пара 96 с помощью насоса 99 для завершения цикла органической рабочей текучей среды. Эта схема особенно выгодна, если конденсатор водяного пара работает при отсутствии вакуума.
Газотурбинный блок, скомпонованный в соответствии с настоящим изобретением, может иметь форму, как показано на фиг. 5, обозначенную цифровой позицией 12A, с промежуточным нагревателем 100, расположенным между компрессором низкого давления 14 и компрессором высокого давления 16. Газовая турбина 18, которая запитывается газами из камеры сгорания, образованными после сгорания топлива в присутствии сжатого воздуха, полученного с помощью компрессора 16, соединена в 101 с газовым компрессором 102, который получает газ из источника, где получают газ (не показано), или трубопровода, по которому передается газ, и сжимает газ для дальнейшей его транспортировки по передающей газовой линии. Показаны три стадии сжатия газа, и они представляют типичную газоперекачивающую станцию в начале передающего трубопровода или в промежуточной части трубопровода между источником газа и конечным местом трубопровода.
Газ, который должен сжиматься, подается в компрессор низкого давления 103, а нагретый сжатый газ охлаждается в промежуточном охладителе 104, перед тем как он передается и дополнительно сжимается в промежуточном компрессоре 105. Нагретый сжатый газ охлаждается в охладителе 108 перед его подачей в газовый передающий трубопровод (не показано). Как уже отмечалось, часть сжатого газа возвращается назад в газотурбинный блок и используется в качестве топлива газотурбинной камеры сгорания.
Тепло, извлеченное из сжатого газа в промежуточных охладителях 104, 106 и 108, а также тепло, извлеченное из сжатого воздуха в промежуточном охладителе 100, преобразуется в электричество с помощью преобразователя на органическом рабочем теле 110. Иначе говоря, в компоновке, показанной на фиг. 5, которая является примером использования тепла, выделенного в промежуточных охладителях, органическая текучая среда, предварительно нагретая в промежуточном охладителе 104, который является для газового компрессора промежуточным охладителем низкого давления, испаряется в промежуточном охладителе 100. Промежуточные охладители 106 и 108, связанные с промежуточным компрессором и компрессором высокого давления газового компрессора, также работают как испарители и выходы этих испарителей параллельно с выходом промежуточного охладителя 100 запитывают турбину на органическом паре 111, соединенную с генератором 112. После расширения испаренной органической текучей среды и последующей генерации электроэнергии расширенный органический пар подается в воздушный конденсатор 111, где происходит конденсация. Насос 114 возвращает органический конденсат в параллельно подключенные промежуточные охладители 104, 106 и 108 и цикл органической текучей среды завершается.
Вышеприведенное описание настоящего изобретения относится к использованию в цикле рекуперации тепла, связанном с газовой турбиной, рабочей текучей среды на основе органических веществ вместо воды, когда окружающая температура ниже, чем точка замерзания воды. Однако настоящее изобретение особенно выгодно также в тех случаях, когда использование воды или ее наличие являются проблематичными.
Кроме того, несмотря на то, что вышеприведенное описание относится к использованию цикла рекуперации тепла для получения электричества, вращательная энергия, получаемая турбиной в цикле рекуперации тепла, может, с другой стороны, непосредственно использоваться для привода оборудования без преобразования вращательной энергии в электрическую, например для привода газовых компрессоров или работающих аналогичным образом механизмов.
Более того, цикл промежуточной теплопередачи текучей среды может использоваться в цикле рекуперации теплоты для передачи теплоты от выходных газов газовой турбины органической рабочей текучей среде.
Приведенное описание раскрывает одинарный цикл рекуперации теплоты с органической рабочей текучей средой, однако настоящее изобретение включает использование в цикле рекуперации теплоты работающих блоков, соединенных последовательно или параллельно. Если используются последовательные блоки, то в турбине повышенного давления или в турбинах может использоваться вода как рабочая текучая среда в замкнутых циклах.
Кроме того, несмотря на то, что в приведенном описании используется воздух, добавляемый к выходным газам газовой турбины, для регулирования температуры газов, из которых выделяется теплота в цикле рекуперации теплоты, предпочтительным вариантом является электростанция, использующая простой замкнутый цикл Ранкина с органической текучей средой, или циклы, имеющие конденсатор с воздушным охлаждением, где воздух не смешивается с выходными газами газовой турбины. Использование в электростанции для рекуперации теплоты замкнутого цикла Ранкина с органической текучей средой вместо паровой турбины упрощает конструкцию, эксплуатацию и поддержание системы в целом, что обеспечивает создание надежных и необслуживаемых систем, которые могут работать длительное время в отдаленных местах.
Преимущества и лучшие результаты, которые дает способ и устройство согласно настоящему изобретению, являются очевидными из описания лучшего варианта осуществления изобретения. Различные изменения и модификации могут быть сделаны, не выходя за рамки сущности и объема изобретения, как они раскрыты в приложенной формуле.

Claims (23)

1. Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты, содержащая газотурбинный блок для привода устройства утилизации и получения горячих выходных газов, рекуперативный теплообменник, содержащий рабочую среду, взаимодействующую с подаваемыми горячими газами для получения испаренной рабочей текучей среды и выпускаемых охлажденных газов, средство управления для регулирования температуры подаваемых горячих газов, турбину, соединенную с генератором и взаимодействующую с испаренной рабочей текучей средой для генерации электроэнергии, конденсатор для конденсации расширенной испаренной текучей среды, выходящей из турбины, и насос для возвращения конденсата рабочей текучей среды в упомянутый рекуперативный теплообменник, отличающаяся тем, что а) содержит средство для охлаждения температуры подаваемых горячих газов, b) рекуперативный теплообменник содержит испаритель-теплообменник и предварительный нагреватель, расположенные так, что испаритель взаимодействует с горячими подаваемыми газами до того, как эти газы взаимодействуют с предварительным нагревателем, и с) рабочей текучей средой является пентан.
2. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что средство управления содержит смеситель для смешивания окружающего воздуха с горячими выходными газами для получения смеси горячих выходных газов и окружающего воздуха перед подачей смеси в рекуперативный теплообменник и вступление ее в теплообменное взаимодействие с рабочей текучей средой.
3. Газотурбинная система по п.2, отличающаяся тем, что средство управления содержит позиционный клапан для регулирования количества окружающего воздуха, смешиваемого с горячими выходными газами.
4. Газотурбинная система по п.3, отличающаяся тем, что средство управления содержит температурный датчик для определения температуры подаваемых горячих газов и устройство управления клапаном, реагирующее на температуру, определяемую температурным датчиком, для регулирования положения клапана при регулировании количества окружающего воздуха, смешиваемого с горячими выходными газами.
5. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что рекуперативный теплообменник содержит трубчатый корпус, имеющий входную часть, в которую входят горячие выходные газы, а средство управления содержит инжектор, имеющий свободный конец, открытый во входную часть и через который подается окружающий воздух, и вентилятор для втягивания окружающего воздуха через инжектор, причем клапан расположен в инжекторе.
6. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что трубчатый корпус рекуперативного теплообменника содержит выходную часть, в которую охлажденные газы поступают перед выбросом в атмосферу.
7. Газотурбинная система по п.5, отличающаяся тем, что вентилятор расположен выше по потоку упомянутого инжектора.
8. Газотурбинная система по п.5, отличающаяся тем, что вентилятор расположен ниже по потоку упомянутого инжектора.
9. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что рекуперативный теплообменник содержит теплообменный испаритель, предварительный нагреватель и испарительный резервуар, в который поступает нагретая органическая жидкость из теплообменного испарителя и предварительно нагретый органический конденсат из предварительного нагревателя и из которого подается испаренная органическая текучая среда на турбину, а жидкая органическая текучая среда - в теплообменный испаритель.
10. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что она содержит соединитель для избирательного переключения направления горячих выходных газов из газотурбинного блока в рекуперативный теплообменник или обходную дымовую трубу.
11. Газотурбинная система по п.3, отличающаяся тем, что конденсатор является конденсатором органического пара с воздушным охлаждением.
12. Газотурбинная система по п.1, отличающаяся тем, что устройство утилизации представляет собой газовый компрессор для подачи сжатого газа в газопередающий трубопровод.
13. Газотурбинная система по п.2, отличающаяся тем, что рабочая турбина, соединенная с генератором, является турбиной на органическом паре, а конденсатор - с воздушным охлаждением и содержит регулируемый соединитель для избирательного переключения направления горячих выходных газов из газотурбинного блока между рекуперативным теплообменником и обходной дымовой трубой, и средство управления для регулирования температуры подаваемых горячих газов перед тем, как эти газы подаются в рекуперативный теплообменник.
14. Способ утилизации горячих выхлопных газов газотурбинной системы, заключающийся в передаче теплоты от горячих газов органической текучей среде, содержащейся в рекуперативном теплообменнике, для получения испаренной органической текучей среды и охлажденных выходных газов, выпускаемых в атмосферу, расширении испаренной органической текучей среды в органической паровой турбине, входящей в турбогенератор, для генерации электроэнергии, конденсации выходящего из паровой органической паровой турбины расширенного органического пара и перекачки конденсата обратно в рекуперативный теплообменник, отличающийся тем, что в качестве рабочей среды используют нормальный пентан или изопентан и осуществляют уменьшение температуры горячих выходных газов перед тем, как их теплота передается органической текучей среде, путем инжектирования окружающего воздуха в горячие выходные газы.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что включает избирательное переключение направления горячих выходных газов из газотурбинного блока между теплообменником и обходной дымовой трубой.
16. Способ по п.14, отличающийся тем, что включает регулирование количества окружающего воздуха, которое смешивается с выходными газами.
17. Способ по п.16, отличающийся тем, что включает определение температуры горячих газов перед тем, как их теплота передается органической текучей среде, и регулирование количества окружающего воздуха, которое смешивается с горячими выходными газами в зависимости от зарегистрированной температуры.
18. Способ по п.14, отличающийся тем, что испаренную органическую текучую среду образуют при первом предварительном нагреве конденсата выходными газами.
19. Способ по п.14, отличающийся тем, что этап конденсации расширенной и спаренной органической текучей среды выполняется за счет охлаждения расширенной испаренной органической текучей среды воздухом.
20. Способ по п. 14, отличающийся тем, что содержит передачу тепла от подаваемых горячих газов к рабочей текучей среде посредством промежуточной теплопередающей текучей среды.
21. Способ по п.20, отличающийся тем, что тепло от горячих выходных газов передается водной среде, содержащейся в цикле промежуточной теплопередающей среды, для производства нагретой водной среды и тепло, содержащееся в нагретой водной среде, передается конденсату органической рабочей текучей среды, присутствующему в системе теплового рекуперативного теплообменника, для испарения органической рабочей текучей среды и производства пара органической рабочей текучей среды, который подают к органической паровой турбине для получения энергии.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что цикл промежуточной теплопередающей среды включает стадии испарения воды и производства пара, использующего тепло, содержащееся в горячих выходных газах, посредством водного теплообменника, расширения пара в паровой турбине для получения энергии и расширенного пара, конденсации расширенного пара в паровом конденсаторе для получения конденсата пара и возврат конденсата пара в водный теплообменник.
23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что включает стадии охлаждения конденсата пара органической текучей средой и получения пара органической текучей среды для подачи на органическую паровую турбину.
RU95109867/06A 1994-06-14 1995-06-13 Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования RU2171385C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US261,045 1988-10-21
US26104594A 1994-06-14 1994-06-14
US08/262,503 US5632143A (en) 1994-06-14 1994-06-20 Gas turbine system and method using temperature control of the exhaust gas entering the heat recovery cycle by mixing with ambient air
US262,503 1995-06-20

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95109867A RU95109867A (ru) 1997-06-20
RU2171385C2 true RU2171385C2 (ru) 2001-07-27

Family

ID=22991738

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95109867/06A RU2171385C2 (ru) 1994-06-14 1995-06-13 Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования

Country Status (2)

Country Link
US (1) US5632143A (ru)
RU (1) RU2171385C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2570247C2 (ru) * 2010-06-29 2015-12-10 Дженерал Электрик Компани Система, содержащая паровую турбину низкого давления (варианты), и система комбинированного цикла
RU2575674C2 (ru) * 2010-11-29 2016-02-20 Экоджен Пауэр Системз, Инк. Тепловые двигатели с параллельным циклом

Families Citing this family (94)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5664414A (en) * 1995-08-31 1997-09-09 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for generating power
US5778675A (en) * 1997-06-20 1998-07-14 Electric Power Research Institute, Inc. Method of power generation and load management with hybrid mode of operation of a combustion turbine derivative power plant
US6169334B1 (en) 1998-10-27 2001-01-02 Capstone Turbine Corporation Command and control system and method for multiple turbogenerators
US6499301B1 (en) * 1998-10-28 2002-12-31 Ewan Choroszylow Rotary positive displacement device
US6526754B1 (en) * 1998-11-10 2003-03-04 Ormat Industries Ltd. Combined cycle power plant
US6571548B1 (en) * 1998-12-31 2003-06-03 Ormat Industries Ltd. Waste heat recovery in an organic energy converter using an intermediate liquid cycle
DE19957874A1 (de) * 1999-12-01 2001-06-07 Alstom Power Schweiz Ag Baden Kombikraftwerk
US6274945B1 (en) * 1999-12-13 2001-08-14 Capstone Turbine Corporation Combustion control method and system
US6430914B1 (en) * 2000-06-29 2002-08-13 Foster Wheeler Energy Corporation Combined cycle power generation plant and method of operating such a plant
US6530209B2 (en) * 2000-07-10 2003-03-11 Hitachi, Ltd. Thermal energy reusing system
US6539720B2 (en) * 2000-11-06 2003-04-01 Capstone Turbine Corporation Generated system bottoming cycle
US20020163819A1 (en) * 2000-11-07 2002-11-07 Treece William A. Hybrid microturbine/fuel cell system providing air contamination control
US6715294B2 (en) * 2001-01-24 2004-04-06 Drs Power Technology, Inc. Combined open cycle system for thermal energy conversion
US7069716B1 (en) * 2002-04-24 2006-07-04 Express Integrated Technologies Llc Cooling air distribution apparatus
US6782703B2 (en) * 2002-09-11 2004-08-31 Siemens Westinghouse Power Corporation Apparatus for starting a combined cycle power plant
US6962056B2 (en) * 2002-11-13 2005-11-08 Carrier Corporation Combined rankine and vapor compression cycles
US7146813B2 (en) * 2002-11-13 2006-12-12 Utc Power, Llc Power generation with a centrifugal compressor
US6892522B2 (en) 2002-11-13 2005-05-17 Carrier Corporation Combined rankine and vapor compression cycles
US7281379B2 (en) * 2002-11-13 2007-10-16 Utc Power Corporation Dual-use radial turbomachine
US7254949B2 (en) * 2002-11-13 2007-08-14 Utc Power Corporation Turbine with vaned nozzles
US6880344B2 (en) * 2002-11-13 2005-04-19 Utc Power, Llc Combined rankine and vapor compression cycles
US7073337B2 (en) * 2003-05-30 2006-07-11 General Electric Company Combined power generation and desalinization apparatus and related method
US6989989B2 (en) * 2003-06-17 2006-01-24 Utc Power Llc Power converter cooling
US6962051B2 (en) * 2003-06-17 2005-11-08 Utc Power, Llc Control of flow through a vapor generator
US6986251B2 (en) * 2003-06-17 2006-01-17 Utc Power, Llc Organic rankine cycle system for use with a reciprocating engine
IL157887A (en) * 2003-09-11 2006-08-01 Ormat Ind Ltd System and method for increasing gas pressure flowing in a pipeline
US7013644B2 (en) * 2003-11-18 2006-03-21 Utc Power, Llc Organic rankine cycle system with shared heat exchanger for use with a reciprocating engine
US7017357B2 (en) * 2003-11-18 2006-03-28 Carrier Corporation Emergency power generation system
JP2005155336A (ja) * 2003-11-20 2005-06-16 Denso Corp ランキンサイクルおよび熱サイクル
US7036315B2 (en) * 2003-12-19 2006-05-02 United Technologies Corporation Apparatus and method for detecting low charge of working fluid in a waste heat recovery system
US20050171736A1 (en) * 2004-02-02 2005-08-04 United Technologies Corporation Health monitoring and diagnostic/prognostic system for an ORC plant
US7100380B2 (en) * 2004-02-03 2006-09-05 United Technologies Corporation Organic rankine cycle fluid
FR2868809B1 (fr) * 2004-04-09 2008-07-04 Armines Ass Pour La Rech Et Le Systeme permettant de recuperer l'energie thermique d'un vehicule a moteur thermique en mettant en oeuvre un cycle de rankine produisant de l'energie mecanique et/ou electrique au moyen d'une turbine
US20060112693A1 (en) * 2004-11-30 2006-06-01 Sundel Timothy N Method and apparatus for power generation using waste heat
US7665304B2 (en) 2004-11-30 2010-02-23 Carrier Corporation Rankine cycle device having multiple turbo-generators
US20060114994A1 (en) * 2004-12-01 2006-06-01 Silverstein D Amnon Noise reduction in a digital video
US8181463B2 (en) * 2005-10-31 2012-05-22 Ormat Technologies Inc. Direct heating organic Rankine cycle
US20070256424A1 (en) * 2006-05-05 2007-11-08 Siemens Power Generation, Inc. Heat recovery gas turbine in combined brayton cycle power generation
US7389644B1 (en) * 2007-01-19 2008-06-24 Michael Nakhamkin Power augmentation of combustion turbines by injection of cold air upstream of compressor
US20080178601A1 (en) * 2007-01-25 2008-07-31 Michael Nakhamkin Power augmentation of combustion turbines with compressed air energy storage and additional expander with airflow extraction and injection thereof upstream of combustors
US7614237B2 (en) * 2007-01-25 2009-11-10 Michael Nakhamkin CAES system with synchronous reserve power requirements
US7640643B2 (en) * 2007-01-25 2010-01-05 Michael Nakhamkin Conversion of combined cycle power plant to compressed air energy storage power plant
US8209951B2 (en) * 2007-08-31 2012-07-03 General Electric Company Power generation system having an exhaust attemperating device
US8596073B2 (en) * 2008-07-18 2013-12-03 General Electric Company Heat pipe for removing thermal energy from exhaust gas
US8186152B2 (en) * 2008-07-23 2012-05-29 General Electric Company Apparatus and method for cooling turbomachine exhaust gas
US8359824B2 (en) * 2008-07-29 2013-01-29 General Electric Company Heat recovery steam generator for a combined cycle power plant
US8425223B2 (en) * 2008-07-29 2013-04-23 General Electric Company Apparatus, system and method for heating fuel gas using gas turbine exhaust
US8157512B2 (en) * 2008-07-29 2012-04-17 General Electric Company Heat pipe intercooler for a turbomachine
FR2935737B1 (fr) * 2008-09-10 2013-02-15 Suez Environnement Dispositif de cogeneration amelioree
US20100064655A1 (en) * 2008-09-16 2010-03-18 General Electric Company System and method for managing turbine exhaust gas temperature
JP5118604B2 (ja) * 2008-10-29 2013-01-16 本田技研工業株式会社 エンジン駆動発電装置
US8943836B2 (en) * 2009-07-10 2015-02-03 Nrg Energy, Inc. Combined cycle power plant
US8387355B2 (en) * 2009-07-15 2013-03-05 Ormat Technologies Inc. Gas turbine exhaust gas cooling system
US20110113786A1 (en) * 2009-11-18 2011-05-19 General Electric Company Combined cycle power plant with integrated organic rankine cycle device
US8511085B2 (en) 2009-11-24 2013-08-20 General Electric Company Direct evaporator apparatus and energy recovery system
CN102859148B (zh) 2010-01-26 2016-08-03 东芝三菱电机工业系统有限公司 能量回收系统及方法
US8978380B2 (en) 2010-08-10 2015-03-17 Dresser-Rand Company Adiabatic compressed air energy storage process
EP2455658B1 (de) * 2010-11-17 2016-03-02 Orcan Energy AG Verfahren und Vorrichtung zur Verdampfung organischer Arbeitsmedien
US20120186261A1 (en) * 2011-01-20 2012-07-26 General Electric Company System and method for a gas turbine exhaust diffuser
US9222410B2 (en) 2011-04-13 2015-12-29 General Electric Company Power plant
US8671688B2 (en) 2011-04-13 2014-03-18 General Electric Company Combined cycle power plant with thermal load reduction system
JP5774381B2 (ja) * 2011-05-31 2015-09-09 株式会社東芝 排熱回収ボイラおよび発電プラント
US20120325165A1 (en) * 2011-06-21 2012-12-27 Hicks Timothy E Dual path parallel superheater
US8677729B2 (en) 2011-10-25 2014-03-25 General Electric Company System for heating a fuel
EP2795084B1 (en) * 2011-12-19 2020-02-05 Ansaldo Energia IP UK Limited Control of the gas composition in a gas turbine power plant with flue gas recirculation
CH705929A1 (de) * 2011-12-22 2013-06-28 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betreiben eines Kombikraftwerkes.
US20130174534A1 (en) * 2012-01-05 2013-07-11 General Electric Company System and device for controlling fluid flow through a gas turbine exhaust
JP6188122B2 (ja) * 2012-01-10 2017-08-30 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 複合サイクル発電プラント
EP2653669A1 (en) * 2012-04-16 2013-10-23 Shizhu Wang Electric energy delivery device and connected method
US8534039B1 (en) * 2012-04-16 2013-09-17 TAS Energy, Inc. High performance air-cooled combined cycle power plant with dual working fluid bottoming cycle and integrated capacity control
US9938895B2 (en) 2012-11-20 2018-04-10 Dresser-Rand Company Dual reheat topping cycle for improved energy efficiency for compressed air energy storage plants with high air storage pressure
US9810455B2 (en) 2013-01-30 2017-11-07 Gasn Llc Heat and energy recovery and regeneration assembly, system and method
US9422868B2 (en) 2013-04-09 2016-08-23 General Electric Company Simple cycle gas turbomachine system having a fuel conditioning system
RU2542621C2 (ru) * 2013-06-17 2015-02-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" Парогазовая установка
KR102256476B1 (ko) * 2013-07-04 2021-05-27 한화에어로스페이스 주식회사 가스 터빈 시스템
RU2561776C2 (ru) * 2013-08-08 2015-09-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" Парогазовая установка
US20150118632A1 (en) * 2013-10-31 2015-04-30 Mingsheng Liu Industrial Conveyor Oven
RU2561780C2 (ru) * 2013-11-29 2015-09-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" Парогазовая установка
RU2552481C1 (ru) * 2013-12-27 2015-06-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2564470C2 (ru) * 2013-12-27 2015-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2568348C2 (ru) * 2013-12-27 2015-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2562506C2 (ru) * 2013-12-27 2015-09-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2564466C2 (ru) * 2013-12-27 2015-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2564748C1 (ru) * 2014-03-11 2015-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
DE102014105237B3 (de) * 2014-04-11 2015-04-09 Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh Verfahren und Vorrichtung zum Speichern und Rückgewinnen von Energie
EP3001102B1 (en) * 2014-09-26 2020-10-28 Stork Thermeq B.V. A heat recovery unit and power plant
US20160169071A1 (en) * 2014-12-11 2016-06-16 Sridhar Deivasigamani Combined heat and power system
US10267185B2 (en) * 2015-07-30 2019-04-23 General Electric Company System and method for controlling coolant supply to an exhaust gas
US9771824B2 (en) * 2015-09-22 2017-09-26 General Electric Company Method and system for an electric and steam supply system
RU2635423C2 (ru) * 2015-12-16 2017-11-13 Общество с ограниченной ответственностью "ЭКАТ" Газоперекачивающий агрегат с системой рекуперации тепла
US9995530B2 (en) * 2016-02-24 2018-06-12 Charles Bliss Method for the capture of carbon dioxide through cryogenically processing gaseous emissions from fossil-fuel power generation
US10982862B1 (en) 2018-01-22 2021-04-20 Commercial Energy Savings Plus, Llc System and method for heat and energy recovery and regeneration
JP7160493B2 (ja) * 2018-06-27 2022-10-25 ミツビシ パワー アメリカズ インコーポレイテッド コンバインドサイクル発電所のための有機ランキンサイクル
US11781449B2 (en) * 2018-09-04 2023-10-10 Electric Power Research Institute, Inc. Apparatus and method for controlling a gas stream temperature or rate of temperature change

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE367109C (de) * 1922-02-28 1923-01-17 Michael Knoerlein Dipl Ing Luftkuehlung von Verbrennungskraftmaschinen, insbesondere Turbinen
US3150487A (en) * 1963-04-08 1964-09-29 Gen Electric Steam turbine-gas turbine power plant
US3280551A (en) * 1965-03-01 1966-10-25 Phillips Petroleum Co Steam generator control
US3436912A (en) * 1967-01-04 1969-04-08 Arthur M Squires Apparatus for combined steam-ammonia cycle
US3436911A (en) * 1967-01-04 1969-04-08 Arthur M Squires Apparatus for combined gas-steam-ammonia cycle
US4003204A (en) * 1974-04-01 1977-01-18 Bradley Curtis E Fuel regenerated non-polluting internal combustion engine
AT352479B (de) * 1976-03-08 1979-09-25 Kraftwerk Union Ag Schutzeinrichtung fuer den abgaskanal einer gas- turbine in einer kombinierten gasturbinen- -dampfkraftanlage
US4178754A (en) * 1976-07-19 1979-12-18 The Hydragon Corporation Throttleable turbine engine
US4204401A (en) * 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US4184325A (en) * 1976-12-10 1980-01-22 Sulzer Brothers Limited Plant and process for recovering waste heat
CH621187A5 (ru) * 1977-06-16 1981-01-15 Bbc Brown Boveri & Cie
US4267692A (en) * 1979-05-07 1981-05-19 Hydragon Corporation Combined gas turbine-rankine turbine power plant
DE3010598C2 (de) * 1980-03-20 1984-05-24 Deutsche Forschungs- und Versuchsanstalt für Luft- und Raumfahrt e.V., 5000 Köln Durch Umgebungsluft gekühltes Abgasrohr
JPS5726710A (en) * 1980-06-10 1982-02-12 Fuitsushiyaa Ronarudo Indicator for navigation instrument
US4353206A (en) * 1980-08-20 1982-10-12 Westinghouse Electric Corp. Apparatus for removing NOx and for providing better plant efficiency in combined cycle plants
US4761957A (en) * 1983-03-01 1988-08-09 Solar Turbines Incorporated Indirectly heated gas turbine engine
US4578944A (en) * 1984-10-25 1986-04-01 Westinghouse Electric Corp. Heat recovery steam generator outlet temperature control system for a combined cycle power plant
US4693072A (en) * 1986-08-25 1987-09-15 Acec Power Systems Limited Method of operating a combined cycle electric power plant
US4821507A (en) * 1987-05-29 1989-04-18 Bachmann Industries, Inc. Gas flow diverter
US4875436A (en) * 1988-02-09 1989-10-24 W. R. Grace & Co.-Conn. Waste heat recovery system
US5412936A (en) * 1992-12-30 1995-05-09 General Electric Co. Method of effecting start-up of a cold steam turbine system in a combined cycle plant
DE4344857A1 (de) * 1993-12-29 1995-07-06 Abb Management Ag Verfahren und Vorrichtung zum Betreiben einer Gasturbine in einem einfachen und einem mit einer Dampfturbine kombinierten Zyklus

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2570247C2 (ru) * 2010-06-29 2015-12-10 Дженерал Электрик Компани Система, содержащая паровую турбину низкого давления (варианты), и система комбинированного цикла
RU2575674C2 (ru) * 2010-11-29 2016-02-20 Экоджен Пауэр Системз, Инк. Тепловые двигатели с параллельным циклом

Also Published As

Publication number Publication date
US5632143A (en) 1997-05-27
RU95109867A (ru) 1997-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2171385C2 (ru) Газотурбинная система с циклом рекуперации теплоты и способ ее использования
RU2215165C2 (ru) Способ регенерации тепла выхлопных газов в преобразователе органической энергии с помощью промежуточного жидкостного цикла (варианты) и система регенерации тепла выхлопных газов
US7908861B2 (en) Heat energy supply system and method, and reconstruction method of the system
US5497624A (en) Method of and apparatus for producing power using steam
US6539718B2 (en) Method of and apparatus for producing power and desalinated water
US6484506B1 (en) Solar power enhanced combustion turbine power plant and methods
US5483797A (en) Method of and apparatus for controlling the operation of a valve that regulates the flow of geothermal fluid
EP1934435B1 (en) Cooling apparatus for air conditioning and heat pumps
RU2126098C1 (ru) Геотермальная электростанция, работающая на геотермальной текучей среде высокого давления, и модуль электростанции
US5839282A (en) Method and means for using a two phase fluid
US20060236698A1 (en) Waste heat recovery generator
US20110138810A1 (en) Apparatus for producing power using geothermal liquid
JPH07174003A (ja) エネルギ利用装置における有用なエネルギの発生全体を改善する方法およびその方法を実施する液体冷却熱動力エンジン
RU99128094A (ru) Регенерация тепла выхлопных газов в преобразователе органической энергии с помощью промежуточного жидкостного цикла
CN1568398A (zh) 集成微型联合热电系统
JPH11125172A (ja) 地熱流体を使用する発電装置及び方法
CN104445481B (zh) 一种余热电水联产系统
WO2002040916A2 (en) Gas pipeline compressor stations with kalina cycles®
US7950214B2 (en) Method of and apparatus for pressurizing gas flowing in a pipeline
JPH09502233A (ja) 地熱／化石燃料併用発電プラント
US6397596B1 (en) Self contained generation system using waste heat as an energy source
KR20210104067A (ko) 열 펌프 장치 및 열 펌프 장치를 포함하는 지역 난방 네트워크
KR102027515B1 (ko) 이젝터를 이용한 증기사이클 기반의 폐열발전 열기관 및 이 열기관의 동작 방법
IL114123A (en) Gas turbine system with heat utilization circuit and method to use
JPH10121912A (ja) 燃焼タービンサイクルシステム

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120614