RU2473815C2 - Method for operation of heating turbo-unit - Google Patents
Method for operation of heating turbo-unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473815C2 RU2473815C2 RU2011114323/06A RU2011114323A RU2473815C2 RU 2473815 C2 RU2473815 C2 RU 2473815C2 RU 2011114323/06 A RU2011114323/06 A RU 2011114323/06A RU 2011114323 A RU2011114323 A RU 2011114323A RU 2473815 C2 RU2473815 C2 RU 2473815C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- heating
- stage
- pressure stage
- unit
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике и предназначено для использования на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) при эксплуатации теплофикационных турбин, предпочтительно при прохождении зимнего максимума. Изобретение может быть использовано при проведении модернизации теплофикационных турбин или при их изготовлении в заявленном варианте.The invention relates to a power system and is intended for use at combined heat and power plants (CHP) during operation of cogeneration turbines, preferably when passing through a winter maximum. The invention can be used in the modernization of cogeneration turbines or in their manufacture in the claimed embodiment.
Известен способ работы теплофикационной турбины с одноступенчатым подогревом сетевой воды с заменой в отопительный период ротора низкого давления (РНД) на «зимний ротор», который с целью изменения количества ступеней (например, вместо трех ступеней - одна) представляет собой или частично «разлопаченный» штатный ротор низкого давления или специально созданный ротор с числом ступеней, меньшим, чем у РНД (см. Левин И.И. Использование промежуточного вала турбины противодавления для изготовления «зимнего ротора» теплофикационной турбины. Ж-л «Электрические станции», 1970, №8, с.63).A known method of operation of a cogeneration turbine with single-stage heating of mains water with the replacement of the low-pressure rotor (RND) during the heating period with a “winter rotor”, which, with the aim of changing the number of stages (for example, instead of three stages, is one) is partially or partially “shattered” low-pressure rotor or specially designed rotor with the number of stages less than that of the low-pressure rotor (see II Levin. Use of an intermediate shaft of a backpressure turbine for manufacturing a “winter rotor” of a cogeneration turbine. G- "Electric stations", 1970,
Этот способ неприемлем для теплофикационных турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды, так как приводит к снижению их экономичности из-за нарушения оптимального распределения нагрузок между двумя ступенями подогрева сетевой воды. Недостатком использования такого способа является также и то, что в теплофикационных турбинах большой мощности уменьшение количества ступеней в цилиндре низкого давления связано со снижением надежности работы из-за возможной перегрузки оставшихся ступеней.This method is unacceptable for cogeneration turbines with two-stage heating of the mains water, since it leads to a decrease in their efficiency due to the violation of the optimal load distribution between the two stages of heating the mains water. The disadvantage of using this method is also the fact that in large-capacity heating turbines, a decrease in the number of stages in the low-pressure cylinder is associated with a decrease in the reliability of operation due to the possible overload of the remaining stages.
Известен способ работы теплофикационного турбоагрегата путем перехода от режима с пропуском пара из цилиндра высокого давления через ресивер в цилиндр низкого давления на режим противодавления цилиндра высокого давления установкой заглушек на входе в цилиндр низкого давления и замены ротора последнего (SU №102178, F01K 17/02, 1955). Однако замена ротора цилиндра низкого давления (ЦНД) на промежуточный гладкий вал уменьшает вследствие уменьшения массы удельную нагрузку на опорные подшипники ЦНД. Это приводит к снижению давления на опоры цилиндра низкого давления, что может быть источником появления низкочастотной вибрации ротора турбоагрегата на смазочной пленке. Замена ротора цилиндра низкого давления промежуточным гладким валом без дисков, размеры которого выбраны из условия сохранения критической частоты вращения валопровода и величины напряжения на кручение, связана с уменьшением массового момента инерции. Снижение массового момента инерции связано с увеличением частоты вращения при сбросе электрической нагрузки. В связи с этим вероятность срабатывания автомата безопасности при сбросе электрической нагрузки и промежуточном гладком вале цилиндра низкого давления по сравнению с облопаченным ротором цилиндра низкого давления будет значительно выше. Срабатывание защиты по увеличению частоты вращения связано с остановом турбины, что снижает экономичность ТЭЦ и ухудшает условия эксплуатации. При отказе зашиты вращающиеся элементы турбоагрегата, в том числе облопаченные части высокого давления, будут испытывать значительную перегрузку, что снижает надежность работы турбины.A known method of operation of a cogeneration turbine unit by switching from the mode with the passage of steam from the high pressure cylinder through the receiver to the low pressure cylinder to the counterpressure mode of the high pressure cylinder by installing plugs at the inlet to the low pressure cylinder and replacing the rotor of the latter (SU No. 102178, F01K 17/02, 1955). However, replacing the rotor of the low-pressure cylinder (LPC) with an intermediate smooth shaft reduces the specific load on the bearings of the LPC due to mass reduction. This leads to a decrease in pressure on the bearings of the low-pressure cylinder, which can be a source of low-frequency vibration of the rotor of the turbine unit on the lubricating film. Replacing the rotor of a low-pressure cylinder with an intermediate smooth shaft without disks, the dimensions of which are selected from the condition of maintaining the critical shaft speed and the torsional stress, is associated with a decrease in the mass moment of inertia. The decrease in mass moment of inertia is associated with an increase in the rotational speed when the electric load is reset. In this regard, the likelihood of a safety circuit breaker tripping when the electric load is released and the intermediate smooth shaft of the low-pressure cylinder is significantly higher than the shaded rotor of the low-pressure cylinder. The triggering of protection to increase the speed is associated with a shutdown of the turbine, which reduces the efficiency of the CHP and worsens the operating conditions. In the event of a failure, the rotating elements of the turbine unit, including the blasted parts of high pressure, will be significantly overloaded, which reduces the reliability of the turbine.
Известен также способ работы теплофикационного турбоагрегата, включающий подачу свежего пара в ступень высокого давления, с использованием отработанного пара этой ступени в ступенях, предназначенных для использования пара с менее высокими параметрами, при конечном срабатывании пара в ступени низкого давления (см. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции, М.-Л., издательство «ЭНЕРГИЯ», 1967 г., 400 с.)There is also a known method of operation of a cogeneration turbine unit, including the supply of fresh steam to a high pressure stage, using the spent steam of this stage in stages designed to use steam with lower parameters, with the final operation of the steam in the low pressure stage (see Ryzhkin V.Ya. Thermal power plants, M.-L., publishing house "ENERGY", 1967, 400 pp.)
Недостаток этого решения - существенные колебания развиваемой электрической мощности:The disadvantage of this solution is the significant fluctuations in the developed electric power:
- в «летнем» режиме (при отсутствии отбора пара в систему отопления) турбоагрегат работает всеми ступенями (цилиндрами), как разновидность конденсационного турбоагрегата с ухудшенной экономичностью из-за более низких показателей проточной части в конденсационном режиме работы. При этом турбоагрегат может развивать номинальную электрическую мощность, условно равную 100%;- in the "summer" mode (in the absence of steam extraction into the heating system), the turbine unit operates at all stages (cylinders), as a kind of condensing turbine unit with reduced efficiency due to lower flow rates in the condensing operation mode. At the same time, the turbine unit can develop a nominal electric power, conditionally equal to 100%;
- в «зимнем» режиме работы (при прохождении отопительного сезона, т.е. при наличии отбора пара в систему отопления, особенно, при прохождении зимнего максимума нагрузок ТЭЦ) через головную часть турбоагрегата проходит максимальное количество пара. Однако его электрическая мощность составляет 75-80% от номинальной, т.к. расход пара через ступень низкого давления минимален (только вентиляция). Основной поток пара «срабатывается» на ступени высокого давления, ступени среднего давления и уходит «отрабатывать» в промышленный и теплофикационный отборы на сетевые бойлера турбоагрегата и собственные нужды ТЭЦ. Кроме того, в «зимнем» режиме работы теплофикационный турбоагрегат не может участвовать в регулировании электрической нагрузки будучи полностью загруженным по тепловой нагрузке, работая в области своих наилучших технико-экономических характеристик.- in the "winter" mode of operation (during the passage of the heating season, i.e., in the presence of steam extraction into the heating system, especially when the winter maximum of the heat and power plant passes), the maximum amount of steam passes through the head of the turbine unit. However, its electrical power is 75-80% of the nominal, because steam flow through the low pressure stage is minimal (ventilation only). The main steam stream is “triggered” at the high-pressure stage, medium-pressure stage and goes to “work out” in industrial and cogeneration tests for the network boilers of the turbine unit and the own needs of the CHP. In addition, in the "winter" mode of operation, the cogeneration turbine cannot participate in the regulation of the electric load when it is fully loaded according to the thermal load, working in the area of its best technical and economic characteristics.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение, является повышение фактической электрической мощности теплофикационных турбогенераторов в период прохождения отопительного сезона.The task to which the proposed technical solution is directed is to increase the actual electric power of cogeneration turbogenerators during the passage of the heating season.
Технический результат, получаемый при решении поставленной технической задачи, выражается в повышении фактической электрической мощности теплофикационных турбогенераторов ТЭЦ во время отопительного сезона, особенно в самый важный период работы - зимний максимум, когда отбор пара в систему отопления особенно велик. Кроме того, обеспечивается возможность использования теплофикационных турбогенераторов для регулирования электрической нагрузки ТЭЦ и энергосистемы пропорционально «возможностям» дополнительного потока пара.The technical result obtained by solving the technical problem is expressed in increasing the actual electric power of the cogeneration turbine generators of the CHPP during the heating season, especially during the most important period of operation - the winter maximum, when the steam extraction into the heating system is especially large. In addition, it is possible to use cogeneration turbogenerators to regulate the electric load of the CHPP and the power system in proportion to the “capabilities” of the additional steam stream.
Поставленная задача решается тем, что способ работы теплофикационного турбоагрегата, включающий подачу свежего пара в ступень высокого давления, с использованием отработанного пара этой ступени в ступенях, предназначенных для использования пара с менее высокими параметрами, при конечном срабатывании пара в ступени низкого давления, отличается тем, что, при отборе пара в систему отопления, определяют объем пара, отбираемого на нужды отопления, и обеспечивают подачу в теплофикационный турбоагрегат дополнительного объема свежего пара в таком же объеме, при этом, дополнительный объем свежего пара подают в ступень низкого давления, после приведения его температуры и давления в соответствие с параметрами отработанного пара предшествующей ступени, подаваемого в данный момент в ступень низкого давления, для чего используют быстродействующую редукционно-охладительную установку, которую, предпочтительно, размещают в непосредственной близости от турбоагрегата. Кроме того, суммарный расход дополнительного объема свежего пара и отработанного пара через ступень низкого давления не превышает его максимальный расход через эту ступень в конденсационном режиме работы теплофикационного турбоагрегата.The problem is solved in that the method of operation of the cogeneration turbine unit, including the supply of fresh steam to the high pressure stage, using the exhaust steam of this stage in the steps designed to use steam with lower parameters, with the final operation of the steam in the low pressure stage, differs in that, when steam is taken into the heating system, the volume of steam taken for heating needs is determined, and an additional volume of fresh steam is supplied to the cogeneration turbine unit The same volume, at the same time, an additional volume of fresh steam is supplied to the low pressure stage, after bringing its temperature and pressure in accordance with the parameters of the exhaust steam of the previous stage, currently supplied to the low pressure stage, for which a high-speed reduction and cooling unit is used, which is preferably placed in the immediate vicinity of the turbine unit. In addition, the total flow rate of the additional volume of fresh steam and exhaust steam through the low pressure stage does not exceed its maximum flow rate through this stage in the condensation mode of operation of the cogeneration turbine unit.
Сопоставительный анализ совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения и совокупности существенных признаков прототипа и аналогов свидетельствует о его соответствии критерию «новизна».A comparative analysis of the set of essential features of the proposed technical solution and the set of essential features of the prototype and analogues indicates its compliance with the criterion of "novelty".
При этом существенные признаки отличительной части формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.In this case, the essential features of the characterizing part of the claims solve the following functional tasks.
Признаки «при отборе пара в систему отопления, определяют объем пара, отбираемого на нужды отопления» позволяют получить информацию о количестве дополнительного объема пара, необходимого для ввода в ступень низкого давления для компенсации, объема, отобранного на нужды отопления, и тем самым, обеспечения полного задействования ступени низкого давления для генерирования электрической мощности.The signs "when steam is taken into the heating system, determine the amount of steam taken for heating purposes" allows you to get information about the amount of additional steam required to enter the low pressure stage to compensate, the volume taken for heating needs, and thereby ensure full activating a low pressure stage to generate electrical power.
Признаки, указывающие, что «обеспечивают подачу в теплофикационный турбоагрегат дополнительного объема свежего пара в таком же (т.е. замеренном) объеме», обеспечивают возможность выработки дополнительного количества электроэнергии за счет полного задействования ступени низкого давления (фактически не используемой в зимнее время) для генерирования электрической мощности.Signs indicating that “provide an additional volume of fresh steam to the heating turbine unit in the same (ie, measured) volume”, provide the possibility of generating an additional amount of electricity due to the full use of the low pressure stage (actually not used in winter time) for generating electric power.
Признаки, указывающие, что «дополнительный объем свежего пара подают в ступень низкого давления», включают в работу по генерированию электроэнергии ступень низкого давления, именно ту, которая, являясь недогруженной, способна воспринять этот дополнительный объем пара.Signs indicating that “an additional volume of fresh steam is supplied to the low pressure stage” include in the work of generating electricity a low pressure stage, namely that which, being underloaded, is capable of absorbing this additional volume of steam.
Признаки, указывающие, что дополнительный объем свежего пара подают в ступень низкого давления «после приведения его температуры и давления в соответствие с параметрами отработанного пара предшествующей ступени, подаваемого в данный момент в ступень низкого давления», что соответствует проектным техническим требованиям для данной ступени турбины и обеспечивает оптимальные условия обтекания проточной части ступени низкого давления и (как следствие) максимальную выработку дополнительной электрической энергии.Signs indicating that the additional volume of fresh steam is supplied to the low pressure stage "after bringing its temperature and pressure in accordance with the parameters of the exhaust steam of the previous stage, currently supplied to the low pressure stage", which corresponds to the design specifications for this turbine stage and provides optimal flow conditions for the flow part of the low pressure stage and (as a result) the maximum generation of additional electric energy.
Признаки, указывающие, что для корректировки параметров дополнительного объема пара перед его вводом в ступень низкого давления «используют быстродействующую редукционно-охладительную установку», обеспечивают четкую синхронизацию параметров пара, продуцируемого из свежего и отработанного пара, поступающего с предшествующей ступени турбогенератора, и, тем самым, способствуют стабильной работе турбогенератора.Signs indicating that to adjust the parameters of the additional volume of steam before it is introduced into the low pressure stage "use a high-speed reduction and cooling installation", provide a clear synchronization of the parameters of the steam produced from fresh and exhausted steam coming from the previous stage of the turbogenerator, and thereby , contribute to the stable operation of the turbogenerator.
Признаки, указывающие, что названную редукционно-охладительную установку «размещают в непосредственной близости от турбоагрегата», повышают точность и оперативность регулирования, снижая его инерционность.Signs indicating that the named reduction-cooling installation "placed in the immediate vicinity of the turbine unit", increase the accuracy and efficiency of regulation, reducing its inertia.
Признаки второго пункта формулы изобретения задают величину дополнительного расхода свежего пара через ступень низкого давления.The features of the second claim set the value of the additional flow rate of fresh steam through the low pressure stage.
На фиг 1. схематически показан теплофикационный турбоагрегат в варианте использования дополнительного котлоагрегата; на фиг 2. схематически показан теплофикационный турбоагрегат в варианте использования модернизированного по теплопроизводительности котлоагрегата.In Fig 1. schematically shows a cogeneration turbine unit in a variant of using an additional boiler; Fig. 2 schematically shows a cogeneration turbine unit in an embodiment using a boiler that has been upgraded in terms of heat output.
На чертежах показаны котлоагрегаты: штатный 1, дополнительный 2 и модернизированный 3, паропровод 4 подачи свежего пара, ступени турбоагрегата - высокого давления 5, среднего давления 6 и низкого давления 7, трубопроводы 8 и 9, соответственно для отвода отработанного пара высокого давления и среднего давления, быстродействующая редукционно-охладительная установка (БРОУ) 10, электрогенератор 11, отборы пара 12 и 13, соответственно, промышленный и теплофикационный, конденсатор 14, регулирующий клапан 15, расходомеры 16.The drawings show the boilers: standard 1, additional 2 and upgraded 3,
Теплофикационный турбоагрегат может быть реализован в варианте с использованием дополнительного котлоагрегата (в том числе обычно используемого в качестве резервного), устанавливаемого на ТЭЦ в процессе модернизации или в варианте использования модернизированного по теплопроизводительности котлоагрегата конкретного теплофикационного турбоагрегатаThe cogeneration turbine unit can be implemented in the variant with the use of an additional boiler unit (including the one usually used as a backup) installed at the TPP during modernization or in the variant of using the specific heating turbine unit modernized in terms of heat output of the boiler
В качестве узлов и агрегатов теплофикационного турбоагрегата и его контрольно-измерительных средств используют известные устройства и приборы сходного назначения, удовлетворяющие по своим рабочим характеристикам конкретным условиям. При этом в отличие от известных технических решений ТЭЦ и конкретный теплофикационный турбоагрегат известным образом оснащают паропроводом 4, обеспечивающим дополнительную подачу объема пара от дополнительного котлоагрегата 2 (или модернизированного 3 штатного котельного агрегата) через БРОУ 10 в ступень низкого давления 7. Возможным вариантом решения этого вопроса является установка на ТЭЦ (или использование существующих) специальных котлов низкого давления. Выбор варианта реконструкции котельного парка ТЭЦ производят на основании соответствующего технико-экономического обоснования. Для варианта использования модернизированного котлоагрегата 3, паропровод 4 к ступени низкого давления 7 реконструируется для обеспечения подачи в нее дополнительного потока пара с установкой дополнительного регулирующего клапана 15, обеспечивающего отбор заданного количества пара.As nodes and assemblies of a heating cogeneration turbine unit and its control and measuring means, known devices and devices of similar purpose are used that satisfy specific conditions in terms of their performance. In this case, in contrast to the known technical solutions, the CHPP and the specific heating cogeneration unit are in a known manner equipped with a
Соответственно, реконструируется система управления турбоагрегата (на чертежах не показана), в том числе комплекс его контрольно-измерительных приборов, обеспечивающих контроль расхода пара, его параметры по каждой ступени и т.п.Accordingly, the control system of the turbine unit (not shown in the drawings) is being reconstructed, including a set of its control and measuring devices that provide control of the steam flow rate, its parameters for each stage, etc.
Заявленный способ реализуется следующим образом.The claimed method is implemented as follows.
В «летнем» режиме (при отсутствии отбора пара в систему отопления) теплофикационный турбоагрегат работает всеми ступенями 5, 6 и 7, как разновидность конденсаторного турбоагрегата, развивая номинальную электрическую мощность, условно равную 100%. Дополнительные котельные мощности не используются, т.е. если имеется дополнительный котлоагрегат, его не задействуют. Если используется модернизированный котлоагрегат, то его используют на 75-80% производительности.In the "summer" mode (in the absence of steam extraction into the heating system), the cogeneration turbine unit operates by all
При отборе пара в систему отопления определяют объем пара, отбираемого на нужды отопления (объем теплофикационного отбора пара, для чего используют соответствующие расходомеры 16), и включают в работу дополнительные котельные мощности с таким расчетом, чтобы компенсировать теплофикационный отбор пара. При этом, если имеется дополнительный котлоагрегат, его запускают в работу, а если используется модернизированный котлоагрегат 3, то его производительность поднимают в соответствующей степени и доводят до уровня 100% при прохождении периодов отопительного сезона с отрицательными температурами наружного воздуха. Подача дополнительного объема пара в теплофикационный турбоагрегат обеспечивает поддержание (сохранение) номинальной электрической мощности на уровне 100%.When steam is taken into the heating system, the volume of steam taken for heating needs is determined (the volume of heat recovery steam, for which
При этом через ступени высокого давления 5 и среднего давления 6 турбоагрегата, как и в «летнем» режиме, проходит максимальное количество исходного пара (порядка 75-80% от общего объема). Основной поток пара «срабатывается» на этих ступенях, а также отбирается в промышленный и теплофикационный отборы пара, через отборы 12 и 13, соответственно, а также используется на нужды электростанции.In this case, through the stages of
Дополнительный объем пара (в период прохождения периодов отопительного сезона с отрицательными температурами наружного воздуха) по паропроводу 4 попадает в БРОУ 10, где его давление и температура приводятся в соответствие с аналогичными параметрами отработанного пара, поступающего в ступень низкого давления 7 из ступени среднего давления 6, при этом быстродействие БРОУ обеспечивают точную синхронизацию названных параметров, что исключают возможность «запирания» ступени низкого давления подаваемым в нее паром. При прохождении «зимнего» максимума объем дополнительного пара составляет порядка 25-20% от общего объема пара, поступающего в турбоагрегат.The additional volume of steam (during the periods of the heating season with negative outside temperatures) passes through
Отработанный на этой ступени пар сбрасывается в конденсатор 14, где известным образом охлаждается, при этом конденсат возвращается в систему питания котлоагрегатов водой (на чертежах не показано).The steam worked out at this stage is discharged to the
Далее все повторяется.Then everything repeats.
Кроме того, в «зимнем» режиме работы теплофикационный турбоагрегат может участвовать в регулировании электрической нагрузки ТЭЦ и энергосистемы пропорционально «генерирующим возможностям» дополнительного потока пара.In addition, in the "winter" mode of operation, the cogeneration turbine unit can participate in the regulation of the electric load of the TPP and the power system in proportion to the "generating capabilities" of the additional steam flow.
Предлагаемое техническое решение позволяет за счет описанной в заявке модернизации установленных теплофикационных турбогенераторов ТЭЦ на 20-25% поднять фактическую электрическую мощность установленных ТЭЦ в самый важный период работы - зимний максимум. Для практической реализации такого крупномасштабного мероприятия необходимо, соответственно, на 25-30% увеличить установленную мощность котельного парка ТЭЦ либо за счет его реконструкции с расширением, либо за счет модернизации с ростом установленной единичной мощности котлов.The proposed technical solution allows, due to the modernization of the installed cogeneration turbogenerators of thermal power plants described in the application, to increase by 20-25% the actual electric power of the installed thermal power plants during the most important period of operation - the winter maximum. For the practical implementation of such a large-scale event, it is necessary, respectively, to increase the installed capacity of the boiler plant of the CHPP by 25-30% either due to its reconstruction with expansion, or due to modernization with the increase in the installed unit capacity of the boilers.
Для таких ТЭЦ становится возможным привлечение котлов низкого давления к выработке электрической энергии. Для этого варианта реконструкции необходимо провести соответствующую реконструкцию системы химводоочистки ТЭЦ и питать котлы низкого давления конденсатом котлов высокого давления.For such CHPPs, it becomes possible to attract low-pressure boilers to generate electrical energy. For this reconstruction option, it is necessary to carry out an appropriate reconstruction of the chemical water treatment system of the thermal power station and feed the low pressure boilers with condensate from the high pressure boilers.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011114323/06A RU2473815C2 (en) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | Method for operation of heating turbo-unit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011114323/06A RU2473815C2 (en) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | Method for operation of heating turbo-unit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011114323A RU2011114323A (en) | 2012-10-20 |
| RU2473815C2 true RU2473815C2 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=47144970
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011114323/06A RU2473815C2 (en) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | Method for operation of heating turbo-unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473815C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1114806A1 (en) * | 1982-08-02 | 1984-09-23 | Кировский Политехнический Институт | Method for obtaining peak power from steam turbine plant |
| DE3335113A1 (en) * | 1983-09-28 | 1985-04-11 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Steam power plant having a heat exchanger for coupling out long-distance heat |
| SU1346826A1 (en) * | 1986-03-18 | 1987-10-23 | Белорусский Политехнический Институт | Method of adjusting load of extraction power unit with intermediate steam superheat |
| SU1617161A1 (en) * | 1989-01-26 | 1990-12-30 | Куйбышевский политехнический институт им.В.В.Куйбышева | District heating steam-gas plant |
| EP0931911A2 (en) * | 1998-01-19 | 1999-07-28 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Combined cycle power plant |
| RU2350758C2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-03-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Start-up, operation and load-relief method of combined heat-and-power plant, and device for method's realisation |
-
2011
- 2011-04-12 RU RU2011114323/06A patent/RU2473815C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1114806A1 (en) * | 1982-08-02 | 1984-09-23 | Кировский Политехнический Институт | Method for obtaining peak power from steam turbine plant |
| DE3335113A1 (en) * | 1983-09-28 | 1985-04-11 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Steam power plant having a heat exchanger for coupling out long-distance heat |
| SU1346826A1 (en) * | 1986-03-18 | 1987-10-23 | Белорусский Политехнический Институт | Method of adjusting load of extraction power unit with intermediate steam superheat |
| SU1617161A1 (en) * | 1989-01-26 | 1990-12-30 | Куйбышевский политехнический институт им.В.В.Куйбышева | District heating steam-gas plant |
| EP0931911A2 (en) * | 1998-01-19 | 1999-07-28 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Combined cycle power plant |
| RU2350758C2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-03-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Start-up, operation and load-relief method of combined heat-and-power plant, and device for method's realisation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011114323A (en) | 2012-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ramirez et al. | Performance evaluation of an ORC unit integrated to a waste heat recovery system in a steel mill | |
| US20070132249A1 (en) | Methods and apparatus for electric power grid frequency stabilization | |
| CN101561676A (en) | Device for online monitoring and controlling residual service life of components of thermoelectric generator set and method | |
| CN103628937B (en) | Method for better utilizing waste gas of turboset | |
| Yilmazoglu et al. | Hot windbox repowering of coal-fired thermal power plants | |
| KR20210081846A (en) | Combined heat and power system with load following operation | |
| Wang et al. | Flexible control of combined heat and power units based on heat-power estimation and coordination | |
| JP2008170439A (en) | Method and system of nuclear power generation | |
| RU2473815C2 (en) | Method for operation of heating turbo-unit | |
| Yu et al. | Combined heat and power dynamic economic dispatch considering field operational characteristics of natural gas combined cycle plants | |
| Ulum et al. | ENERGY AND EXERGY ANALYSIS OF MOUNT SALAK GEOTHERMAL POWER PLANT UNIT 1-2-3. | |
| CN112231908A (en) | Method for determining upper and lower load limits corresponding to extraction flow of extraction condensing unit | |
| CN102472118A (en) | Power plant and method for operating a power plant | |
| EP2752566B1 (en) | Gas turbine cooling system, and gas turbine cooling method | |
| Ostapenko et al. | Energy efficiency of steam compressor heat pumps with electric and cogeneration drive | |
| RU2162621C2 (en) | Method and device for cooling and shutting down fully deenergized power unit of nuclear power plant or nuclear reactor unit of other applications | |
| Authina et al. | Integration of combined heat and power energy systems with gas turbine in locally integrated energy sectors | |
| Le Bert | Developments in geothermal energy in Mexico—Part three: Economics of wellhead versus central power plants | |
| RU2350758C2 (en) | Start-up, operation and load-relief method of combined heat-and-power plant, and device for method's realisation | |
| Rai et al. | Recovery of engine waste heat using the 100-kW Class ORC “Heat Innovator® | |
| Kasilov et al. | The effectiveness of using the combined-cycle technology in a nuclear power plant unit equipped with an SVBR-100 reactor | |
| Barinberg et al. | New draft projects of steam turbines for combined-cycle plants | |
| CN113006895B (en) | Method and system for reducing station power consumption rate of power plant | |
| RU6837U1 (en) | GAS STEAM TURBINE INSTALLATION | |
| CN107453392A (en) | A kind of distributed energy network system and management method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140413 |