RU2411368C2 - Operating method of power plant with gas turbine unit - Google Patents
Operating method of power plant with gas turbine unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411368C2 RU2411368C2 RU2008147392/06A RU2008147392A RU2411368C2 RU 2411368 C2 RU2411368 C2 RU 2411368C2 RU 2008147392/06 A RU2008147392/06 A RU 2008147392/06A RU 2008147392 A RU2008147392 A RU 2008147392A RU 2411368 C2 RU2411368 C2 RU 2411368C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- gas
- condensate
- turbine
- pressure
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано при создании высокоэффективных энергетических узлов, работающих на базе газотурбинных двигателей (ГТД), вырабатывающих механическую и тепловую энергию.The invention relates to the field of power engineering and can be used to create highly efficient energy units operating on the basis of gas turbine engines (GTE), generating mechanical and thermal energy.
Известен способ, реализованный в парогазовой установке контактного типа (патент РФ №2252325, МПК F02C 6/18, опубл. 20.05.2005), включающий впрыск пара в тракт газотурбинной установки. Газотурбинная установка (ГТУ) с энергетическим КПГУ содержит ГТУ с компрессором, камерой сгорания и основной газовой турбиной (ГТ), котел-утилизатор (КУ) с паровыми контурами двух давлений, сообщенными на выходе по пару паропроводами и со входами ГТУ по пару высокого и низкого давления соответственно, на входе греющего теплоносителя (газа) - с выходом ГТУ по газу. КПГУ содержит также газоохладитель-конденсатор, сообщенный на выходе по конденсату через насосы и со входом КУ по конденсату. Для снижения давления газа на выхлопе газовой турбины КПГУ содержит дожимной компрессор, сообщенный на входе по сжимаемому газу с выходом газоохладителя-конденсатора по газу, на выходе по газу - с внешней средой, и газовую турбину перерасширения (ГТП), сообщенную на входе по газу с выходом КУ по газу, на выходе по газу - с входом газоохладителя-конденсатора по газу. При этом ротор ГТП связан (например, установлен на одном валу) с роторами ГТУ и/или дожимного компрессора. Изобретение позволяет повысить кпд КПГУ за счет снижения давления газа на выхлопе 0 газовой турбины без затрат полезной мощности КПГУA known method implemented in a combined-cycle gas turbine plant of the contact type (RF patent No. 2252325, IPC F02C 6/18, publ. 05.20.2005), comprising injecting steam into the path of a gas turbine installation. A gas turbine unit (GTU) with an energy KPGU contains a GTU with a compressor, a combustion chamber and a main gas turbine (GT), a waste heat boiler (KU) with two pressure steam circuits communicated at the steam outlet by steam pipelines and with GTU inputs high and low steam pressure, respectively, at the inlet of the heating coolant (gas) - with the release of gas turbines. The KPGU also contains a gas cooler-condenser, which is communicated at the condensate output through the pumps and with the condensate condenser input. To reduce the gas pressure at the exhaust of the gas turbine, the KPGU contains a booster compressor communicated at the inlet through the compressible gas with the outlet of the gas cooler-condenser through the gas, at the outlet through the gas with the external medium, and a gas over-expansion turbine (GTP) communicated at the inlet through the gas from KU gas output, gas output - gas inlet of gas cooler-condenser. In this case, the rotor of the gas turbine is connected (for example, mounted on one shaft) with the rotors of the gas turbine and / or booster compressor. The invention improves the efficiency of the KPGU by reducing the gas pressure at the exhaust 0 of the gas turbine without the cost of the useful power of the KPGU
Известен способ, реализованный в парогазовой установке контактного типа (Комбинированная газопаротурбинная установка мощностью 16-25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерацией воды из парогазового потока /Романов В.И., Кривуц В.А. //Теплоэнергетика, №4, 1996), ближайший по технической сущности и принятый за прототип, включающий сжатие воздуха в компрессоре, подвод и сжигание топлива в камере сгорания, ввод пара в проточную часть газотурбинного блока, образование парогазовой смеси, расширение ее в турбине для преобразования тепловой энергии в механическую, охлаждение парогазовой смеси в теплообменном устройстве, дополнительное охлаждение и конденсацию влаги парогазовой смеси во втором теплообменном устройстве контактного типа, вывод оставшейся охлажденной парогазовой смеси в атмосферу. Однако в известном способе недостаточно эффективно используется энергия топлива и, кроме того, при использовании установки имеет место повышенное тепловое загрязнение окружающей среды.A known method implemented in a combined-cycle gas turbine unit of the contact type (Combined gas-steam turbine plant with a capacity of 16-25 MW with heat recovery from exhaust gases and water recovery from a gas-vapor stream / Romanov V.I., Krivuts V.A. // Thermal engineering, No. 4, 1996) , the closest in technical essence and taken as a prototype, which includes compressing air in a compressor, supplying and burning fuel in a combustion chamber, introducing steam into the flow part of a gas turbine unit, forming a gas-vapor mixture, expanding it in a turbine to convert heat energy into mechanical, cooling the vapor-gas mixture in the heat exchanger, additional cooling and moisture condensation of the vapor-gas mixture in the second contact-type heat exchanger, removing the remaining cooled vapor-gas mixture into the atmosphere. However, in the known method, fuel energy is not used efficiently and, in addition, when using the installation, there is an increased thermal pollution of the environment.
Технический результат, на достижения которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышении эффективности использования энергии топлива, снижении теплового загрязнения окружающей среды.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to increase the efficiency of use of fuel energy, reduce thermal pollution of the environment.
Эффективность использования топлива в энергетических установках определяется двумя кпд:The fuel efficiency in power plants is determined by two efficiency factors:
- кпд установки, определяемым получаемой механической энергией;- the efficiency of the installation, determined by the received mechanical energy;
- общим кпд, определяемым как полученной механической энергией, так и полезной тепловой энергией, который обычно называется коэффициентом использования топлива.- total efficiency, determined both by the received mechanical energy and useful thermal energy, which is usually called the fuel utilization coefficient.
Технический результат достигается тем, что в способе работы энергетической установки с газотурбинным блоком, включающем сжатие воздуха в компрессоре, подвод и сжигание топлива в камере сгорания, ввод пара в проточную часть газотурбинного блока, образование парогазовой смеси, расширение ее в турбине для преобразования тепловой энергии в механическую, охлаждение парогазовой смеси в теплообменном устройстве, дополнительное охлаждение и конденсация влаги парогазовой смеси во втором теплообменном устройстве, вывод оставшейся охлажденной парогазовой смеси в атмосферу, новым является то, что вводимый пар получают путем нагрева конденсата, полученного в теплообменных устройствах, при давлении, возможно, более низком, но превышающем давление в камере сгорания, до температуры, равной температуре насыщения пара, регулируя расход конденсата, при этом получают максимально возможное количество пара, который в полном объеме вводят в проточную часть газотурбинного блока после камеры сгорания перед турбиной, при этом дополнительное охлаждение и конденсацию влаги парогазовой смеси после первого теплообменного устройства осуществляют во втором теплообменном устройстве бесконтактного типа, конденсируют остатки пара, введенного в проточную часть газотурбинного блока после камеры сгорания, а тепло, полученное в результате конденсации, используют для нагрева холодного теплоносителя до практически значимой температуры путем регулирования его расхода.The technical result is achieved by the fact that in the method of operating a power plant with a gas turbine unit, including compressing air in a compressor, supplying and burning fuel in a combustion chamber, introducing steam into the flow part of the gas turbine unit, forming a gas-vapor mixture, expanding it in a turbine to convert heat energy into mechanical, cooling the vapor-gas mixture in the heat exchanger, additional cooling and moisture condensation of the vapor-gas mixture in the second heat exchanger, the output of the remaining cooled gas-vapor mixture into the atmosphere, it is new that the introduced steam is obtained by heating the condensate obtained in heat exchangers at a pressure, possibly lower, but exceeding the pressure in the combustion chamber, to a temperature equal to the temperature of saturation of the steam, regulating the condensate flow, this gives the maximum possible amount of steam, which is fully introduced into the flowing part of the gas turbine unit after the combustion chamber in front of the turbine, with additional cooling and moisture condensation of the vapor-gas mixture and after the first heat exchange device is performed in the second heat exchange contact type apparatus, steam is condensed residues introduced into the flow part of the turbine unit after the combustion chamber and the heat resulting from condensation is used to heat the cold coolant to a practically significant temperature by regulating its flow.
Для получения однородного поля температур в проточной части газотурбинного блока и дополнительного повышения давления в нем парогазовую смесь образуют путем смешивания потока продуктов сгорания с потоком вводимого пара путем эжектирования, при этом поток пара является активным, а поток продуктов сгорания пассивным.To obtain a uniform temperature field in the flowing part of the gas turbine unit and to further increase the pressure in it, a gas-vapor mixture is formed by mixing the flow of combustion products with the flow of introduced steam by ejection, while the steam flow is active and the flow of combustion products is passive.
На выходах теплообменных устройств по горячему теплоносителю отводят конденсат, а затем его подают на вход первого теплообменного устройства для охлаждения парогазовой смеси и получения вводимого пара, регулируя при помощи нагнетающего устройства величину давления конденсата.At the exits of the heat exchange devices, condensate is removed through the hot heat carrier, and then it is fed to the inlet of the first heat exchange device for cooling the gas-vapor mixture and receiving the injected steam, by adjusting the pressure value of the condensate using the pumping device.
Увеличивают давление конденсата, подаваемого в первый теплообменник, для изменения соотношения между количеством механической энергии, получаемой на турбине, уменьшая ее, и тепловой энергии, получаемой во втором теплообменнике, увеличивая ее и повышая тем самым коэффициент использования топлива в установке.The pressure of the condensate supplied to the first heat exchanger is increased to change the ratio between the amount of mechanical energy received on the turbine, reducing it, and the thermal energy received in the second heat exchanger, increasing it and thereby increasing the fuel utilization in the installation.
Отводимый из теплообменников конденсат обрабатывают с целью очистки его от растворимых в нем газов и получения дополнительной товарной продукции.Condensate discharged from heat exchangers is treated in order to purify it from gases soluble in it and to obtain additional marketable products.
На фиг.1 представлена принципиальная схема, реализующая предлагаемый способ работы энергетической установки. Установка состоит из газотурбинного двигателя, включающего компрессор 1, камеру сгорания 2, камеру смешения 3, через которую в тракт двигателя подводится насыщенный пар, и силовую турбину 4. Получаемая на турбине 4 избыточная мощность отводится к потребителю (например, электрогенератор или движитель транспортного средства). Выходящий из турбины 4 парогазовый поток направляется на вход (по горячему теплоносителю) теплообменного аппарата 6, где осуществляется нагрев и испарение холодного теплоносителя. Весь полученный пар возвращается в тракт ГТД через камеру смешения 3. На выходе теплообменника 6 по горячему теплоносителю образуется смесь жидкого конденсата и парогаза, которая направляется во влагоотделитель 7, осуществляющий отвод конденсата в бак 10, а парогаза во второй бесконтактный теплообменный аппарат 8 (рекуператор). Назначение рекуператора двоякое: использование остаточной тепловой энергии парогаза для нагрева воды, используемой потребителем, например, для отопления помещений, и конденсации остатка пара, введенного в тракт ГТД через камеру смешения 3. Выходящий из теплообменника 8 поток направляется во влагоотделитель 9, после которого полученный конденсат поступает в бак 10, а оставшийся парогаз - в выходное устройство установки.Figure 1 presents a schematic diagram that implements the proposed method of operation of a power plant. The installation consists of a gas turbine engine, including a compressor 1, a combustion chamber 2, a mixing chamber 3, through which saturated steam is supplied to the engine path, and a power turbine 4. The excess power received on the turbine 4 is transferred to the consumer (for example, an electric generator or a vehicle propulsion) . The gas-vapor stream leaving the turbine 4 is directed to the inlet (via the hot heat carrier) of the heat exchanger 6, where the heating and evaporation of the cold heat carrier is carried out. All the steam received is returned to the gas turbine engine through the mixing chamber 3. At the outlet of the heat exchanger 6, a mixture of liquid condensate and steam is formed through the hot heat transfer medium, which is sent to the moisture separator 7, which drains the condensate into the tank 10, and the gas to the second non-contact heat exchanger 8 (recuperator) . The purpose of the recuperator is twofold: the use of residual thermal energy of steam and gas for heating water used by the consumer, for example, for heating rooms, and condensing the remainder of the steam introduced into the gas turbine engine path through the mixing chamber 3. The stream leaving the heat exchanger 8 is sent to the moisture separator 9, after which the condensate enters the tank 10, and the remaining steam and gas into the output device.
Для увеличения механического кпд установки необходимо подать возможно большее количество пара в камеру смешения 3. Это количество лимитируется возможностью получения насыщенного пара в теплообменнике 6, что в свою очередь определяется возможным количеством тепла Q, передаваемым от горячего теплоносителя к холодному. Величина Q определяется соотношением:To increase the mechanical efficiency of the installation, it is necessary to supply as much steam as possible to the mixing chamber 3. This quantity is limited by the possibility of obtaining saturated steam in the heat exchanger 6, which in turn is determined by the possible amount of heat Q transferred from the hot coolant to the cold. The value of Q is determined by the ratio:
Q=m(hПГГ-hПГХ)К,Q = m (h -h PHG UGS) K
где m - расход парогазовой смеси на входе в теплообменник 6; hПГГ - удельная энтальпия парогазовой смеси при температуре ее входа в теплообменник 6; hПГХ - удельная энтальпия парогазовой смеси при температуре входа холодного теплоносителя в теплообменник 6 с учетом того, что часть теплоносителя при этой температуре находится в жидком состоянии; К=0.8-0.9 - коэффициент, характеризующий эффективность теплообмена в теплообменнике. Приведенное выражение показывает, что величина Q прямо пропорциональна расходу парогазовой смеси, который в свою очередь зависит от величины впрыска пара в камеру смешения 3. При заданной величине Q количество насыщенного пара, которое можно получить в теплообменнике 6, увеличивается с уменьшением давления холодного теплоносителя на входе. Однако это давление для эффективной работы камеры смешения 3 должно быть выше давления в камере сгорания ГТД. Проведенные расчеты показали, что давление холодного теплоносителя на входе в теплообменник 6 должно быть выше давления в камере сгорания ГТД на 15-30%. При этих условиях количество насыщенного пара, получаемое в теплообменнике 6, может составлять до 60% от расхода продуктов сгорания после камеры сгорания 2 ГТД. Такая величина впрыска пара позволяет увеличить мощность, подаваемую потребителю, в 1,8 раза. При этом механический кпд установки увеличивается на 15-16% по сравнению с кпд ГТД без впрыска и составляет 55-56%. Температура горячего теплоносителя на выходе теплообменника 6 составляет 340-345К, что обеспечивает выпадение в конденсат 70-73% пара, введенного в камеру смешения 3.where m is the flow rate of the vapor-gas mixture at the inlet to the heat exchanger 6; h PHG - specific enthalpy of the gas mixture at the temperature of its entry into the heat exchanger 6; h PHC - specific enthalpy of the vapor-gas mixture at the temperature of the cold coolant entering the heat exchanger 6, taking into account that part of the coolant at this temperature is in a liquid state; K = 0.8-0.9 - coefficient characterizing the efficiency of heat transfer in the heat exchanger. The above expression shows that the value of Q is directly proportional to the flow rate of the gas-vapor mixture, which in turn depends on the amount of steam injected into the mixing chamber 3. For a given value of Q, the amount of saturated steam that can be obtained in the heat exchanger 6 increases with decreasing pressure of the coolant at the inlet . However, this pressure for the effective operation of the mixing chamber 3 must be higher than the pressure in the combustion chamber of the gas turbine engine. The calculations showed that the pressure of the coolant at the inlet to the heat exchanger 6 should be 15-30% higher than the pressure in the gas turbine combustion chamber. Under these conditions, the amount of saturated steam obtained in the heat exchanger 6 can be up to 60% of the consumption of combustion products after the combustion chamber 2 of the gas turbine engine. This value of steam injection allows to increase the power supplied to the consumer, 1.8 times. In this case, the mechanical efficiency of the installation increases by 15-16% compared with the efficiency of a gas turbine engine without injection and is 55-56%. The temperature of the hot fluid at the outlet of the heat exchanger 6 is 340-345K, which ensures the condensate drops 70-73% of the steam introduced into the mixing chamber 3.
Камера смешения 3 выполнена в виде эжекторного устройства, в котором пар играет роль активного газа, а продукты сгорания - пассивный газ. Это позволяет использовать избыточную потенциальную энергию пара для увеличения давления парогазовой смеси на входе в турбину 4 и тем самым увеличить съем механической энергии с нее и механический кпд установки примерно на 1%. Второе назначение камеры смешения 3 - выравнивание поля температур парогазовой смеси на входе в турбину 4, что позволяет повысить температуру продуктов сгорания на выходе камеры сгорания 2 без повышения вероятности вывода из строя лопаточных венцов турбины 4.The mixing chamber 3 is made in the form of an ejector device in which steam plays the role of an active gas, and the combustion products act as a passive gas. This allows you to use the excess potential energy of the steam to increase the pressure of the gas mixture at the inlet to the turbine 4 and thereby increase the removal of mechanical energy from it and the mechanical efficiency of the installation by about 1%. The second purpose of the mixing chamber 3 is to equalize the temperature field of the vapor-gas mixture at the inlet to the turbine 4, which allows to increase the temperature of the combustion products at the outlet of the combustion chamber 2 without increasing the probability of failure of the blade crowns of the turbine 4.
Теплообменный аппарат 8 в представленных аналогах используется в виде контактного теплообменника. В таких устройствах обязательным условием является равенство температур холодного и горячего теплоносителей на выходе. Для исключения выброса большого количества пара в окружающую воздушную среду эта температура не должна превышать 300-310К. При таких температурах дальнейшее использование тепловой энергии холодного теплоносителя не представляется возможным. Более того, охлаждение холодного теплоносителя перед повторной подачей его на вход теплообменника 8 неизбежно связано с тепловым загрязнением внешней среды. Поэтому более рационально использовать в качестве устройства 8 бесконтактный теплообменник (рекуператор). Температура горячего теплоносителя на входе в теплообменник 8 равна 340-345К. Расход холодного теплоносителя должен быть подобран так, чтобы обеспечить его температуру на выходе не менее 333К, при этом температура горячего теплоносителя на выходе теплообменника будет не выше 305-310К, что обеспечивает вывод в качестве конденсата всех остатков пара, введенного в камеру смешения 3. Холодный теплоноситель с температурой 333К может быть использован для средств обогрева помещений. При этом коэффициент использования топлива установки достигает величины 94-96%.The heat exchanger 8 in the presented analogues is used in the form of a contact heat exchanger. In such devices, a prerequisite is the equality of the temperatures of the cold and hot coolants at the outlet. To exclude the release of a large amount of steam into the surrounding air, this temperature should not exceed 300-310K. At such temperatures, further use of the thermal energy of the coolant is not possible. Moreover, the cooling of the cold coolant before re-supplying it to the inlet of the heat exchanger 8 is inevitably associated with thermal pollution of the environment. Therefore, it is more rational to use a non-contact heat exchanger (recuperator) as device 8. The temperature of the hot fluid at the inlet to the heat exchanger 8 is 340-345K. The flow rate of the cold coolant must be selected so as to ensure its outlet temperature of at least 333K, while the temperature of the hot coolant at the outlet of the heat exchanger will be no higher than 305-310K, which ensures that all residual steam introduced into the mixing chamber is withdrawn as condensate. 3. Cold coolant with a temperature of 333K can be used for heating facilities. In this case, the fuel utilization rate of the installation reaches 94-96%.
Если необходимо изменить соотношение между количеством получаемой механической и тепловой энергии в пользу тепловой энергии, то можно увеличить давление холодного теплоносителя на входе в теплообменник 6 с одновременным уменьшением его расхода.If it is necessary to change the ratio between the amount of received mechanical and thermal energy in favor of thermal energy, then it is possible to increase the pressure of the cold coolant at the inlet to the heat exchanger 6 with a simultaneous decrease in its flow rate.
Впрыск большого количества пара в тракт ГТД и дальнейшая его конденсация в теплообменных аппаратах 6 и 8 способствует растворению в конденсате различных окислов, входящих в состав продуктов сгорания, что приводит к очистке выхлопа установки от вредных веществ и улучшению экологии внешней среды.Injection of a large amount of steam into the gas turbine engine path and its further condensation in heat exchangers 6 and 8 promotes the dissolution of various oxides that are part of the combustion products in the condensate, which leads to the cleaning of the exhaust from the plant from harmful substances and the improvement of the environment.
Растворение окислов в конденсате приводит к тому, что в баке 10 будет накапливаться кислотная среда. Для нейтрализации этой среды в бак добавляется щелочной раствор, который в результате реакции с кислотой дает соли, которые в дальнейшем можно использовать в качестве химических удобрений.The dissolution of oxides in the condensate leads to the fact that in the tank 10 will accumulate an acidic environment. To neutralize this medium, an alkaline solution is added to the tank, which, as a result of the reaction with acid, gives salts, which can later be used as chemical fertilizers.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147392/06A RU2411368C2 (en) | 2008-12-01 | 2008-12-01 | Operating method of power plant with gas turbine unit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147392/06A RU2411368C2 (en) | 2008-12-01 | 2008-12-01 | Operating method of power plant with gas turbine unit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008147392A RU2008147392A (en) | 2010-06-10 |
| RU2411368C2 true RU2411368C2 (en) | 2011-02-10 |
Family
ID=42681156
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008147392/06A RU2411368C2 (en) | 2008-12-01 | 2008-12-01 | Operating method of power plant with gas turbine unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2411368C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527007C2 (en) * | 2012-08-24 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических проблем химической физики Российской академии наук | Gas turbine plant with supply of steam-fuel mixture |
| RU2527010C2 (en) * | 2012-08-24 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических проблем химической физики Российской академии наук | Gas turbine plant with water steam injection |
| RU2544900C2 (en) * | 2011-04-01 | 2015-03-20 | Валентин Степанович Суворов | Method to increase electrical efficiency of microturbine unit |
| RU2624690C1 (en) * | 2016-04-28 | 2017-07-05 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова" | Gaz turbine installation and method of functioning of gas turbine installation |
-
2008
- 2008-12-01 RU RU2008147392/06A patent/RU2411368C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АНДРЮЩЕНКО А.И. Парогазовые установки электростанций. - М.-Л.: Энергия, 1965, с.41, 198, 208. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2544900C2 (en) * | 2011-04-01 | 2015-03-20 | Валентин Степанович Суворов | Method to increase electrical efficiency of microturbine unit |
| RU2527007C2 (en) * | 2012-08-24 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических проблем химической физики Российской академии наук | Gas turbine plant with supply of steam-fuel mixture |
| RU2527010C2 (en) * | 2012-08-24 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических проблем химической физики Российской академии наук | Gas turbine plant with water steam injection |
| RU2624690C1 (en) * | 2016-04-28 | 2017-07-05 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова" | Gaz turbine installation and method of functioning of gas turbine installation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008147392A (en) | 2010-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1921281B1 (en) | Seawater desalinating apparatus using blowdown water of heat recovery steam generator | |
| JP3681434B2 (en) | Cogeneration system and combined cycle power generation system | |
| US8943836B2 (en) | Combined cycle power plant | |
| RU2273741C1 (en) | Gas-steam plant | |
| RU2411368C2 (en) | Operating method of power plant with gas turbine unit | |
| RU129998U1 (en) | COMBINED STEAM-GAS-TURBINE INSTALLATION ON HYDROTHERMAL ALUMINUM PRODUCTS | |
| KR20160003822A (en) | Thermal water treatment for stig power station concepts | |
| RU2412359C1 (en) | Operating method of combined cycle plant | |
| RU2409746C2 (en) | Steam-gas plant with steam turbine drive of compressor and regenerative gas turbine | |
| RU2616148C2 (en) | Electric power generation device with high temperature vapour-gas condensing turbine | |
| RU2453712C2 (en) | Power facility combined-cycle plant | |
| KR101753526B1 (en) | Combined cycle power generation system | |
| KR20180056148A (en) | Combined cycle power generation system | |
| RU2476690C2 (en) | Method of combined cycle plant operation | |
| RU2625892C1 (en) | Method of operation of steam gas plant operating with use of steam cooling | |
| RU2561770C2 (en) | Operating method of combined-cycle plant | |
| RU2272914C1 (en) | Gas-steam thermoelectric plant | |
| RU2272915C1 (en) | Method of operation of gas-steam plant | |
| RU2359135C2 (en) | Gas-vapour turbine plant | |
| RU164323U1 (en) | INSTALLATION OF ELECTRIC-HEAT-WATER-COLD SUPPLIES | |
| RU2752680C2 (en) | Energy plant for recovery of thermal energy of exhaust gases of internal combustion engines | |
| RU2261337C1 (en) | Power and heating plant with open power and heat supply system | |
| RU2272916C2 (en) | Steam-gas turbine plant | |
| RU2777999C1 (en) | Combined-cycle power plant | |
| RU134993U1 (en) | INSTALLATION OF ELECTRIC-HEAT-WATER SUPPLIES |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 4-2011 FOR TAG: (72) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161202 |