RU2674108C1 - Heat-generating steam-turbine plant - Google Patents

Heat-generating steam-turbine plant Download PDF

Info

Publication number
RU2674108C1
RU2674108C1 RU2017125937A RU2017125937A RU2674108C1 RU 2674108 C1 RU2674108 C1 RU 2674108C1 RU 2017125937 A RU2017125937 A RU 2017125937A RU 2017125937 A RU2017125937 A RU 2017125937A RU 2674108 C1 RU2674108 C1 RU 2674108C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
heat exchanger
turbine
heat
heating
cavity
Prior art date
Application number
RU2017125937A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Камбиз Сури
Юрий Александрович Антипов
Original Assignee
федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН)
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 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) filed Critical федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН)
Priority to RU2017125937A priority Critical patent/RU2674108C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2674108C1 publication Critical patent/RU2674108C1/en

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
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant

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

FIELD: machine building.
SUBSTANCE: invention relates to power plant engineering and can be applied in a heat-generating steam-turbine plant operating in the full closure mode of a regulating diaphragm. Heat-generating steam-turbine plant contains a flow-through part of a turbine with a regulating diaphragm, an exhaust pipe, an auxiliary condenser beam, a network heat exchanger with a heating cavity connected to the return line of the network water, and a cooling cavity communicated with the turbine flow section in front of the regulating diaphragm, the installation also contains an additional heat exchanger of the supply water with heating and cooling cavities, a choke and a compressor, while the auxiliary condenser beam is installed along the periphery of the inner surface of the exhaust pipe, the output of the built-in condenser beam is sequentially communicated with the compressor, with the cooling cavity of the additional heat exchanger, with the throttle and with the input of the built-in condenser beam with the formation of the refrigerant circuit of the heat pump, and the entrance and exit of the heating cavity of the additional heat exchanger are connected respectively to the return line and to the heating cavity of the network water heat exchanger.
EFFECT: invention makes it possible to increase the efficiency of a heat and steam generation turbine plant due to heat recovery.
4 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к энергомашиностроению и может применяться в теплофикационной паротурбинной установке, работающей в режиме полного закрытия регулирующей диафрагмы.The invention relates to power engineering and can be used in cogeneration steam turbine installation, operating in the mode of complete closure of the control diaphragm.

В качестве наиболее близкого аналога выбрана теплофикационная паротурбинная установка (Шапиро Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ,. М.: Энергоиздат, 1981, с. 102), содержащая проточную часть турбины с регулирующей диафрагмой, выхлопной патрубок, вспомогательный пучок конденсатора, теплообменник сетевой воды с греющей полостью, подключенной к обратной магистрали сетевой воды, и охлаждающей полостью, сообщенной с проточной частью турбины перед регулирующей диафрагмой.As the closest analogue, a cogeneration steam-turbine installation was selected (Shapiro G.A. Improving the efficiency of a TPP, Moscow: Energoizdat, 1981, p. 102), containing a turbine flow section with an iris diaphragm, an exhaust pipe, an auxiliary condenser bundle, a network heat exchanger water with a heating cavity connected to the return line of the network water, and a cooling cavity in communication with the turbine flow part in front of the control diaphragm.

Недостатком данной теплофикационной паротурбинной установки является низкая экономическая эффективность. Это вызвано тем, что в зимний период времени в целях максимальной выработки тепловой энергии практически весь пар из проточной части цилиндра низкого давления перед полностью закрытой регулирующей диафрагмой направляют в подогреватели сетевой воды. Ступени турбины, расположенные за регулирующей диафрагмой в части низкого давления, вынуждены работать в моторном режима, при котором, вследствие снижения расхода пара до величины протечки через зазоры закрытой регулирующей диафрагмы, в проточной части цилиндра низкого давления образуются вихревые течения обратных токов, которые приводят к разогреву рабочих лопаток последней ступени до недопустимо высокой температуры (240°С). При этом доля приведенного расхода пара через закрытую регулирующую диафрагму от номинального составляет 0,072. Отвод теплоты разогретого пар осуществляется пропуском последнего через встроенный пучок охлаждающей полости конденсатора, которая в дальнейшем поступает на дополнительный подогрев сетевой воды. Чтобы избежать тепловых потерь в конденсаторе, основной пучок охлаждающей полости конденсатора отключен от циркуляционной воды. Тогда температура конденсации пара в конденсаторе не может опуститься ниже температуры сетевой воды обратной магистрали (70°С) и, как следствие, давление насыщенных паров воды в конденсаторе составит 31 кПа, что в 8 раз превышает номинальное давление (Рн=4 кПа) и плотность пара (ρ=0.2 кг/м3). Повышение плотности пара приведет к дополнительным вихревым потерям в последних ступенях турбины и, как следствие, к снижению экономической эффективности установки.The disadvantage of this cogeneration steam turbine installation is its low economic efficiency. This is due to the fact that in the winter period, in order to maximize the production of thermal energy, almost all the steam from the flow part of the low pressure cylinder in front of the fully closed control diaphragm is sent to the network water heaters. The turbine stages located behind the control diaphragm in the low-pressure part are forced to operate in the motor mode, in which, due to the reduction of steam consumption to the extent of leakage through the gaps of the closed control diaphragm, eddy currents of reverse currents are formed in the flow part of the low-pressure cylinder, which lead to heating working blades of the last stage to unacceptably high temperature (240 ° C). In this case, the fraction of the reduced steam flow rate through the closed regulating diaphragm from the nominal one is 0.072. The heat of the heated steam is removed by passing the latter through the built-in bundle of the cooling cavity of the condenser, which subsequently goes to additional heating of the mains water. To avoid heat loss in the condenser, the main beam of the cooling cavity of the condenser is disconnected from the circulation water. Then the condensation temperature of the vapor in the condenser cannot drop below the temperature of the return water supply network (70 ° C) and, as a result, the pressure of saturated water vapor in the condenser will be 31 kPa, which is 8 times higher than the nominal pressure (P n = 4 kPa) and vapor density (ρ = 0.2 kg / m 3 ). The increase in vapor density will lead to additional vortex losses in the last stages of the turbine and, as a result, to reduce the economic efficiency of the installation.

Задачей является устранение указанных недостатков наиболее близкого аналога.The task is to eliminate these shortcomings of the closest analogue.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности теплофикационной паротурбинной установки за счет регенерации тепла.The technical result of the claimed invention is to increase the efficiency of a cogeneration steam turbine plant due to heat recovery.

Технический результат достигается тем, что теплофикационная паротурбинная установка содержит проточную часть турбины с регулирующей диафрагмой, выхлопной патрубок, вспомогательный пучок конденсатора, теплообменник сетевой воды с греющей полостью, подключенной к обратной магистрали сетевой воды, и охлаждающей полостью, сообщенной с проточной частью турбины перед регулирующей диафрагмой, при этом установка содержит дополнительный теплообменник сетевой воды с греющей и охлаждающей полостями, дроссель и компрессор, при этом вспомогательный пучок конденсатора установлен по периферии внутренней поверхности выхлопного патрубка, выход вспомогательного пучка конденсатора последовательно сообщен с компрессором, с охлаждающей полостью дополнительного теплообменника, с дросселем и с входом вспомогательного пучка конденсатора с образованием контура хладагента теплового насоса, а вход и выход греющей полости дополнительного теплообменника сообщены соответственно с обратной магистралью и с греющей полостью теплообменника сетевой воды.The technical result is achieved by the fact that the cogeneration steam-turbine installation contains a turbine flow part with a regulating diaphragm, an exhaust pipe, an auxiliary condenser bundle, a network water heat exchanger with a heating cavity connected to the return water supply network, and a cooling cavity communicated with the turbine flow part in front of the regulating diaphragm moreover, the installation contains an additional heat exchanger of network water with heating and cooling cavities, a throttle and a compressor, while A condenser bundle is installed on the periphery of the inner surface of the exhaust pipe, the output of the auxiliary condenser bundle is connected in series with the compressor, with the cooling cavity of the additional heat exchanger, with a throttle and with the input of the auxiliary condenser bundle to form the heat pump refrigerant circuit, and the input and output of the heating cavity of the additional heat exchanger are communicated respectively with the return line and with the heating cavity of the network water heat exchanger.

На входе вспомогательного пучка конденсатора хладагент находится в жидкой фазе.At the input of the auxiliary condenser beam, the refrigerant is in the liquid phase.

На входе встроенного пучка конденсатора температура хладагента составляет 50°С.At the inlet of the integrated condenser beam, the refrigerant temperature is 50 ° C.

В качестве хладагента используется фреон R-113.Freon R-113 is used as a refrigerant.

Повышение эффективности теплофикационной паротурбинной установки связано с тем, что в полости вспомогательного пучка температура кипения хладагента будет равна температуре насыщения пара при давлении насыщения, равного давлении в конденсаторе, работающего в номинальном режиме работы теплофикационной паротурбинной установки. При этом плотность пара в проточной части цилиндра низкого давления уменьшится до плотности пара в конденсаторе и, как следствие, уменьшатся потери работы турбины, связанные с поддержанием вихревого течения обратных токов в последних ступенях турбины.The increase in the efficiency of the cogeneration steam turbine unit is due to the fact that the boiling point of the refrigerant in the cavity of the auxiliary beam will be equal to the saturation temperature of the vapor at a saturation pressure equal to the pressure in the condenser operating in the nominal operating mode of the cogeneration steam turbine unit. In this case, the vapor density in the flow part of the low-pressure cylinder will decrease to the vapor density in the condenser and, as a result, the turbine operation losses associated with maintaining the eddy flow of reverse currents in the last stages of the turbine will decrease.

На фиг. 1 представлена схема теплофикационной паротурбинной установки.In FIG. 1 shows a diagram of a cogeneration steam turbine installation.

Теплофикационная паротурбинная установка содержит проточную часть высокого давления 1 и проточную часть низкого давления 2 турбины с расположенной между ними регулирующей диафрагмой 3, выхлопной патрубок 4, вспомогательный пучок 5 конденсатора 6, теплообменник 7 сетевой воды с греющей полостью 8, подключенной к обратной магистрали 9 сетевой воды, и охлаждающей полостью 10, сообщенной с проточной частью высокого давления 1 турбины перед регулирующей диафрагмой 3. Установка дополнительно содержит дополнительный теплообменник 11 сетевой воды с греющей полостью 12 и охлаждающей полостью 13, дроссель 14 и компрессор 15. При этом вспомогательный пучок 5 установлен по периферии внутренней поверхности выхлопного патрубка 4, выход 16 вспомогательного пучка 5 последовательно сообщен с компрессором 15, с охлаждающей полостью 13 дополнительного теплообменника 11, с дросселем 14 и с входом 17 вспомогательного пучка 5 с образованием контура хладагента теплового насоса 18. Вход 19 и выход 20 греющий полости 12 дополнительного теплообменника 11 сообщены соответственно с обратной магистралью 9 и с входом 21 греющей полостью 8 теплообменника 7 сетевой воды. Выход 22 греющей полости 8 сообщен с прямой магистралью 23 сетевой воды.The cogeneration steam-turbine installation contains a high-pressure flow part 1 and a turbine low-pressure flow part 2 with a regulating diaphragm 3 located between them, an exhaust pipe 4, an auxiliary bundle 5 of a condenser 6, a heat exchanger 7 of network water with a heating cavity 8 connected to a return line 9 of network water , and a cooling cavity 10, in communication with the flow part of the high pressure 1 of the turbine in front of the control diaphragm 3. The installation further comprises an additional heat exchanger 11 network water with heating cavity 12 and cooling cavity 13, throttle 14 and compressor 15. In this case, the auxiliary bundle 5 is installed on the periphery of the inner surface of the exhaust pipe 4, the output 16 of the auxiliary bundle 5 is connected in series with the compressor 15, with the cooling cavity 13 of the additional heat exchanger 11, with the throttle 14 and with the input 17 of the auxiliary beam 5 with the formation of the refrigerant circuit of the heat pump 18. The input 19 and output 20 of the heating cavity 12 of the additional heat exchanger 11 are connected respectively with the return pipe 9 and with the input 21 heating cavity 8 of the heat exchanger 7 network water. The output 22 of the heating cavity 8 is in communication with a direct line 23 of network water.

Теплофикационная паротурбинная установка в режиме полной теплофикационной нагрузки работает следующим образом. Вследствие полного закрытия регулирующей диафрагмы 3, основной расход пара из проточной части высокого давления 1 поступает в охлаждающую полость 10 теплообменника 7, где происходит передача теплоты конденсации пара на нагрев сетевой воды в греющей полости 8. Другая меньшая часть пара через зазоры закрытой регулирующей диафрагмы 3 поступает в проточную часть турбины низкого давления 2, где создается интенсивное вихревое течение обратных токов, приводящих к разогреву рабочих лопаток последней ступени до температуры 200-240°С. При этом доля приведенного расхода пара через закрытую регулирующую диафрагму от номинального составляет 0,072. Вследствие вихревого течения обратных токов, основной расход пара за последней ступенью турбины осуществляется по периферии лопаток, составляющей 0,1 высоты этих лопаток. Далее разогретый пар обтекает наружную поверхность вспомогательного пучка 5, охлаждается и поступает в конденсатор 6. По контору 18 теплового насоса циркулирует хладагент Фреон R-113, где на входе 17, находясь в жидкой фазе при температуре 50°С и давлении насыщенных паров 0,1 МПа, протекает в полости 5, кипит, переходя в паровую фазу, поступает в компрессор 15, который сжимает хладагент до давления 0,2 МПа. Далее парообразный хладагент конденсируется в охлаждающей полости 13 дополнительного теплообменника 11 и после дросселя 14 вновь поступает на вход 17 вспомогательного пучка 5. При этом теплота, полученная в результате конденсации паров хладагента, поступает на нагрев сетевой воды. Таким образом, во-первых, тепловые потери, вызванные вследствие интенсивного вихревого течения обратных токов в проточной части низкого давления турбины 2, возвращены в систему подогрева сетевой воды. Так, например, в теплофикационной турбине Т-180/210-12.8, работающей в режиме полного закрытия регулирующей диафрагмы 3, тепловые потери 3,4 МВт посредством теплового насоса возвращены на нагрев сетевой воды. Во-вторых, вследствие интенсивного охлаждения пара, прошедшего через вспомогательный пучок 5 непосредственно в периферийной зоне рабочих лопаток на выходе из проточной часть низкого давления турбины 2, его температура снизится от 200°С до 55°С. Это приведет к снижению давления насыщенных паров воды, до 15 кПа и, как следствие, к снижению потерь, вызванных снижением плотности вихревого течения обратных токов с 3,4 до 2,2 МВт. Из приведенного примера видно, что предлагаемая теплофикационная паротурбинная установка обладает высокой эффективностью и, в частности, составляет 10%. Все приведенные значения и интервалы значений для различных параметров системы выбраны исходя из расчетов. Выход за обозначенные интервалы значений ухудшают параметры установки.The cogeneration steam-turbine installation in the full cogeneration load mode operates as follows. Due to the complete closure of the control diaphragm 3, the main steam flow from the high-pressure flow part 1 enters the cooling cavity 10 of the heat exchanger 7, where the heat of steam condensation is transferred to heat the network water in the heating cavity 8. Another smaller part of the steam enters through the gaps of the closed control diaphragm 3 into the flow part of the low-pressure turbine 2, where an intense eddy flow of reverse currents is created, leading to the heating of the working blades of the last stage to a temperature of 200-240 ° C. In this case, the fraction of the reduced steam flow rate through the closed regulating diaphragm from the nominal one is 0.072. Due to the eddy current of reverse currents, the main steam flow behind the last stage of the turbine is carried out along the periphery of the blades, which is 0.1 of the height of these blades. Then, the heated steam flows around the outer surface of the auxiliary beam 5, is cooled, and enters the condenser 6. A refrigerant R-113 refrigerant circulates through the heat pump 18, where at the inlet 17 it is in the liquid phase at a temperature of 50 ° C and a saturated vapor pressure of 0.1 MPa, flows in the cavity 5, boils, passing into the vapor phase, enters the compressor 15, which compresses the refrigerant to a pressure of 0.2 MPa. Next, the vaporous refrigerant condenses in the cooling cavity 13 of the additional heat exchanger 11 and, after the choke 14, again enters the input 17 of the auxiliary beam 5. In this case, the heat obtained as a result of condensation of the refrigerant vapor is supplied to the heating of the supply water. Thus, firstly, the heat losses caused by the intense eddy flow of reverse currents in the low-pressure flow part of the turbine 2 are returned to the heating system of the network water. So, for example, in the T-180 / 210-12.8 cogeneration turbine operating in the mode of complete closure of the control diaphragm 3, the heat loss of 3.4 MW through the heat pump is returned to the heating of the mains water. Secondly, due to the intensive cooling of the steam passing through the auxiliary beam 5 directly in the peripheral zone of the blades at the outlet of the low-pressure flow part of the turbine 2, its temperature will drop from 200 ° C to 55 ° C. This will lead to a decrease in the pressure of saturated water vapor to 15 kPa and, as a consequence, to a decrease in losses caused by a decrease in the density of the eddy flow of reverse currents from 3.4 to 2.2 MW. From the above example it is seen that the proposed cogeneration steam turbine installation is highly efficient and, in particular, is 10%. All the given values and ranges of values for various system parameters are selected based on the calculations. Exceeding the indicated intervals of values worsen the installation parameters.

Таким образом, снижение тепловых потерь в проточной части низкого давления и возврат теплоты этих потерь при помощи теплового насоса в дополнительный нагрев сетевой воды в заявленном техническом решении приводит к повышению эффективности заявленного технического решения по сравнению с известным.Thus, the reduction of heat loss in the flow part of the low pressure and the return of the heat of these losses with the help of a heat pump to additional heating of the network water in the claimed technical solution leads to an increase in the efficiency of the claimed technical solution compared to the known one.

Claims (4)

1. Теплофикационная паротурбинная установка, содержащая проточную часть турбины с регулирующей диафрагмой, выхлопной патрубок, вспомогательный пучок конденсатора, теплообменник сетевой воды с греющей полостью, подключенной к обратной магистрали сетевой воды, и охлаждающей полостью, сообщенной с проточной частью турбины перед регулирующей диафрагмой, отличающаяся тем, что установка содержит дополнительный теплообменник сетевой воды с греющей и охлаждающей полостями, дроссель и компрессор, при этом вспомогательный пучок конденсатора установлен по периферии внутренней поверхности выхлопного патрубка, выход вспомогательного пучка конденсатора последовательно сообщен с компрессором, с охлаждающей полостью дополнительного теплообменника, с дросселем и с входом вспомогательного пучка конденсатора с образованием контура хладагента теплового насоса, а вход и выход греющей полости дополнительного теплообменника сообщены соответственно с обратной магистралью и с греющей полостью теплообменника сетевой воды.1. A cogeneration steam-turbine installation containing a turbine flow part with a regulating diaphragm, an exhaust pipe, an auxiliary condenser bundle, a network water heat exchanger with a heating cavity connected to the return water supply network, and a cooling cavity communicated with the turbine flow part in front of the regulating diaphragm, characterized in that the installation contains an additional heat exchanger of network water with heating and cooling cavities, a throttle and a compressor, while an auxiliary condenser beam is installed on the periphery of the inner surface of the exhaust pipe, the output of the auxiliary condenser beam is connected in series with the compressor, with the cooling cavity of the additional heat exchanger, with a throttle and with the input of the auxiliary condenser beam to form the heat pump refrigerant circuit, and the input and output of the heating cavity of the additional heat exchanger are communicated respectively from the reverse main and with a heating cavity of the network water heat exchanger. 2. Теплофикационная паротурбинная установка по п. 1, отличающаяся тем, что на входе вспомогательного пучка конденсатора хладагент находится в жидкой фазе.2. The cogeneration steam-turbine installation according to claim 1, characterized in that at the inlet of the auxiliary condenser beam, the refrigerant is in the liquid phase. 3. Теплофикационная паротурбинная установка по п. 1, отличающаяся тем, что на входе вспомогательного пучка конденсатора температура хладагента составляет 50°C.3. The cogeneration steam-turbine installation according to claim 1, characterized in that at the inlet of the auxiliary condenser beam, the refrigerant temperature is 50 ° C. 4. Теплофикационная паротурбинная установка по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве хладагента используется фреон R-113.4. The cogeneration steam turbine installation according to claim 1, characterized in that R-113 freon is used as the refrigerant.
RU2017125937A 2017-07-19 2017-07-19 Heat-generating steam-turbine plant RU2674108C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017125937A RU2674108C1 (en) 2017-07-19 2017-07-19 Heat-generating steam-turbine plant

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017125937A RU2674108C1 (en) 2017-07-19 2017-07-19 Heat-generating steam-turbine plant

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2674108C1 true RU2674108C1 (en) 2018-12-04

Family

ID=64603849

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017125937A RU2674108C1 (en) 2017-07-19 2017-07-19 Heat-generating steam-turbine plant

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2674108C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2247840C2 (en) * 2003-01-14 2005-03-10 Стенин Валерий Александрович Method of operation of heat power station
RU2338968C1 (en) * 2007-02-19 2008-11-20 Закрытое акционерное общество "НПО Энергосберегающие технологии" Method of utilisation of impure sewage water heat and preparation of hot coolant
RU81259U1 (en) * 2007-05-23 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)", ГОУ ВПО ЮРГТУ (НПИ) HEAT ELECTRIC STATION
RU2515324C2 (en) * 2009-05-15 2014-05-10 ЭсПиЭкс КУЛИНГ ТЕХНОЛОДЖИС, ИНК. Condenser of steam with air cooling and natural circulation, and also method

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2247840C2 (en) * 2003-01-14 2005-03-10 Стенин Валерий Александрович Method of operation of heat power station
RU2338968C1 (en) * 2007-02-19 2008-11-20 Закрытое акционерное общество "НПО Энергосберегающие технологии" Method of utilisation of impure sewage water heat and preparation of hot coolant
RU81259U1 (en) * 2007-05-23 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)", ГОУ ВПО ЮРГТУ (НПИ) HEAT ELECTRIC STATION
RU2515324C2 (en) * 2009-05-15 2014-05-10 ЭсПиЭкс КУЛИНГ ТЕХНОЛОДЖИС, ИНК. Condenser of steam with air cooling and natural circulation, and also method

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
РЭЙ Д. и др. Тепловые насосы, М., Энергоиздат, 1982, с. 39-40. *
ШАПИРО Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ, М., Энергоиздат, 1981, с. 102 -108. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4898854B2 (en) Power plant
CN106988807B (en) Turbo-generator Set, duty control method and the primary frequency modulation method of extraction regulation
KR102035367B1 (en) Heat cycle for transfer of heat between media and for generation of electricity
US8448439B2 (en) Electric power plant, and method for running electric power plant
JP2007064047A (en) Waste heat recovery facility for steam turbine plant
CN104088771A (en) Accurate determination method of optimal water pump unit combination operation scheme of circulation cooling water system of power plant
CN108443939B (en) Exhaust steam waste heat recovery heating system suitable for water-cooling steam turbine unit
RU2674108C1 (en) Heat-generating steam-turbine plant
CN205025515U (en) Condensing steam turbine system based on heat pump
KR101604219B1 (en) Method for controlling a thermal power plant using regulator valves
CN205445693U (en) Steam turbine cooling device and turbo generator unit
RU2700115C1 (en) Apparatus and method with a heat power plant and process compressor
Tomarov et al. Combined cycle power unit with a binary system based on waste geothermal brine at Mutnovsk geothermal power plant
Roy Analysis of Rankine cycle and its utility in thermal power plant a theoretical approach
RU2476690C2 (en) Method of combined cycle plant operation
RU84922U1 (en) GEOTHERMAL POWER INSTALLATION
RU52394U1 (en) SYSTEM FOR PRODUCING ADDITIONAL WATER AT A HEAT POWER PLANT
RU2523087C1 (en) Steam and gas turbine plant
CN103790814A (en) Heating network steam-driven circulation water pump system
RU2808898C1 (en) Hydro-steam turbine plant
RU2797086C1 (en) Steam turbine plant with main condensate recirculation system and lubrication system
RU2407960C1 (en) Installation for water cooling
RU2246010C1 (en) Steam-turbine plant for geothermal power station
KR102074711B1 (en) a steam generator using air compressing cooling heat
RU2689233C1 (en) Method for increasing energy efficiency of a power plant and device for its implementation

Legal Events

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

Effective date: 20190720