RU2067667C1 - Combined-cycle plant operation method - Google Patents
Combined-cycle plant operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2067667C1 RU2067667C1 RU93031250A RU93031250A RU2067667C1 RU 2067667 C1 RU2067667 C1 RU 2067667C1 RU 93031250 A RU93031250 A RU 93031250A RU 93031250 A RU93031250 A RU 93031250A RU 2067667 C1 RU2067667 C1 RU 2067667C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- condensate
- temperature
- deaerator
- water heater
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 29
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 19
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- AYEKOFBPNLCAJY-UHFFFAOYSA-O thiamine pyrophosphate Chemical compound CC1=C(CCOP(O)(=O)OP(O)(O)=O)SC=[N+]1CC1=CN=C(C)N=C1N AYEKOFBPNLCAJY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике, и в частности к способам работы парогазовых установок с котлами-утилизаторами. The invention relates to a power system, and in particular to methods of operating combined cycle plants with waste heat boilers.
Известен способ работы парогазовой установки (Теплоэнергетика 1991,N 12, с. 63-65, рис.1), которая включает газотурбинный агрегат, котел-утилизатор, в котором вырабатывается пар, направляемый в паровую турбину. В паровой турбине вырабатывается полезная мощность. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе, конденсат подогревается в хвостовой поверхности котла-утилизатора, а затем деаэрируется в деаэраторе с получением питательной воды, которая направляется в котел-утилизатор для генерации пара. Давление в деараторе поддерживается скользящим в зависимости от температуры на входе в деаэратор. A known method of operation of a combined-cycle plant (Thermal Power Engineering 1991, N 12, pp. 63-65, Fig. 1), which includes a gas turbine unit, a recovery boiler, in which steam is generated, is sent to a steam turbine. The steam turbine generates useful power. The spent steam is condensed in the condenser, the condensate is heated in the tail surface of the recovery boiler, and then deaerated in the deaerator to produce feed water, which is sent to the recovery boiler to generate steam. The pressure in the deaerator is kept sliding depending on the temperature at the inlet to the deaerator.
Недостатком данного способа является низкая надежность при работе на жидком сернистом топливе, т.к. в нем не предусмотрены средства для повышения температуры конденсата на входе в котел-утилизатор и исключения сернистой коррозии хвостовой поверхности нагрева. The disadvantage of this method is the low reliability when working on liquid sulfur fuel, because it does not provide means to increase the temperature of the condensate at the inlet to the waste heat boiler and to eliminate sulfur dioxide corrosion of the tail surface of the heating.
Известен также способ работы парогазовой установки (статья Комисарчика Т. Н. и др. О предварительном подогреве циклового воздуха ПГУ в режимах с ограниченной мощностью газовой ступени, Теплоэнергетика,1992,N 9, с. 32-36), которая включает газотурбинный агрегат, котел-утилизатор, в котором вырабатывается пар, направляемый в паровую турбину. В паровой турбине вырабатывается полезная мощность. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе. Конденсат подогревается в хвостовой поверхности котла-утилизатора, а затем деаэрируется в деаэраторе с получением питательной воды, которая направляется в котел-утилизатор для генерации пара. Температура конденсата на входе в котел-утилизатор поддерживается на заданном уровне за счет рециркуляции части нагретой в котле воды, что исключает коррозию хвостовой поверхности нагрева. There is also a known method of operation of a combined-cycle plant (article by T. Komisarchik et al. On preheating of CCGT cyclic air in the regimes with limited power of the gas stage, Heat Power Engineering, 1992, N 9, pp. 32-36), which includes a gas turbine unit, a boiler - an utilizer in which steam is generated which is sent to a steam turbine. The steam turbine generates useful power. Exhaust steam condenses in the condenser. The condensate is heated in the tail surface of the recovery boiler, and then deaerated in the deaerator to produce feed water, which is sent to the recovery boiler to generate steam. The condensate temperature at the inlet to the recovery boiler is maintained at a predetermined level due to the recirculation of part of the water heated in the boiler, which eliminates corrosion of the heating tail surface.
Недостатком данного способа является то, что при переходе с газообразного топлива на жидкое (сернистое) и соответствующем повышении величины указанной регулируемой температуры конденсата на входе в котел-утилизатор резко возрастает расход конденсата на рециркуляцию, а температура нагретого в хвостовой поверхности конденсата падает. Это приводит к перерасходу греющего деаэратор пара со снижением экономичности и возрастанием расхода электроэнергии на собственные нужды, связанные перекачкой увеличенного расхода рециркуляции. The disadvantage of this method is that when switching from gaseous fuel to liquid (sulfur) fuel and a corresponding increase in the value of the specified controlled condensate temperature at the inlet to the recovery boiler, the condensate consumption for recirculation sharply increases, and the temperature of the condensate heated in the tail surface drops. This leads to an overspending of the heating steam deaerator with a decrease in efficiency and an increase in energy consumption for own needs, associated with the pumping of an increased consumption of recirculation.
Задачей изобретения является повышение экономичности при работе на жидком сернистом топливе. The objective of the invention is to increase efficiency when working on liquid sulfur fuel.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе работы парогазовой установки, включающем выработку мощности в газотурбинном агрегате, утилизацию тепла уходящих газов газотурбинного агрегата в поверхностях нагрева котла-утилизатора с генерацией пара, получение мощности от выработанного пара в паровой турбине, конденсацию отработанного пара в конденсаторе, подогрев конденсата в хвостовой поверхности котла-утилизатора, деаэрацию конденсата в деаэраторе с получением питательной воды, рециркуляцию нагретой в котле-утилизаторе воды на вход в котел с поддержанием заданной температуры конденсата на входе, измеряют температуру конденсата на выходе из котла-утилизатора (tk) и температуру питательной воды на выходе из деаэратора (tsд), конденсат перед подачей в котел-утилизатор подогревают в пароводяном подогревателе, расход пара на пароводяной подогреватель поддерживают исходя из обеспечения величины tk на уровне:
tk tsд Δtд,
где Dtд расчетный подогрев в деаэраторе, причем для снижения температуры tk расход пара на пароводяной подогреватель уменьшают, а для увеличения tk расход пара на пароводяной подогреватель увеличивают.The problem is achieved in that in the known method of operation of a combined cycle plant, including generating power in a gas turbine unit, recovering the heat of the exhaust gases of a gas turbine unit in the heating surfaces of a recovery boiler with steam generation, generating power from the generated steam in a steam turbine, condensing the exhaust steam in a condenser , condensate heating in the tail surface of the recovery boiler, condensate deaeration in the deaerator to produce feed water, recirculation of the waste heat in the boiler Ore water to enter the boiler with maintenance of the desired temperature of the condensate at the inlet is measured condensate outlet temperature of the recovery boiler (t k) and the feedwater temperature at the outlet of the deaerator (t sd), the condensate before being fed into the waste heat boiler is heated in the steam the heater, the flow rate of steam to the steam-water heater is supported on the basis of ensuring the value of t k at the level of:
t k t sd Δt d ,
where Dt d calculated in the deaerator heater, and to reduce the temperature t k steam consumption in the steam-water heater is reduced, and t k to increase the steam flow to increase steam heater.
Подогрев конденсата для подачи в котел-утилизатор в пароводяном подогревателе снижает расход воды на рециркуляцию, т.е. расход электрической энергии на собственные нужды. А поддержание подогрева в деаэраторе на уровне расчетного обеспечивает потребление пара на деаэрацию в минимально необходимом объеме. Таким образом предлагаемый способ превосходит известный по экономичности при работе на жидком сернистом топливе. Heating the condensate to be fed to the recovery boiler in a steam-water heater reduces the water consumption for recirculation, i.e. electric energy consumption for own needs. And maintaining the heating in the deaerator at the calculated level ensures the consumption of steam for deaeration in the minimum required volume. Thus, the proposed method is superior to the well-known for efficiency when working on liquid sulfur fuel.
На чертеже изображена принципиальная схема парогазовой установки. The drawing shows a schematic diagram of a combined cycle plant.
Схема парогазовой установки включает газотурбинный агрегат 1, котел-утилизатор 2, паровую турбину 3, конденсатор 4, пароводяной подогреватель 5, деаэратор 6. Котел-утилизатор 2 включает: пароперегреватель, испаритель и экономайзер высокого давления 7, 8, 9, пароперегреватель и испаритель низкого давления 10, 11, хвостовую поверхность газовый подогреватель конденсата 12, барабаны-сепараторы 13, 14, насосы принудительной циркуляции 15, 16. The scheme of a combined cycle plant includes a gas turbine unit 1, a recovery boiler 2, a steam turbine 3, a condenser 4, a steam-water heater 5, a deaerator 6. A recovery boiler 2 includes: a superheater, a high pressure evaporator and economizer 7, 8, 9, a superheater and a low evaporator pressure 10, 11, tail surface gas condensate heater 12, drum separators 13, 14, forced circulation pumps 15, 16.
Кроме того, установка содержит питательные насосы высокого и низкого давления 17, 18, насос рециркуляции 19, регулирующие клапаны 20, 21, 22, датчики температуры 23, 24, систему регулирования 25, конденсатный насос 26, электрогенераторы 27, 28. In addition, the installation contains high and low pressure feed pumps 17, 18, a recirculation pump 19, control valves 20, 21, 22, temperature sensors 23, 24, a control system 25, a condensate pump 26, electric generators 27, 28.
Работа парогазовой установки осуществляется следующим образом (пример конкретного выполнения приводится для парогазовой установки ПГУ-450Т на базе газовой турбины фирмы Симменс У-94,2, спроектированной для Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго). The operation of a combined cycle plant is carried out as follows (an example of a specific implementation is given for a combined cycle plant PGU-450T based on a Simmens U-94.2 gas turbine designed for the North-Western Lenenergo TPP).
Газотурбинный агрегат 1, в котором сжигается топливо (природный газ), вырабатывает электрическую мощность, которая используется для привода электрогенератора 27. Уходящие газы газотурбинного агрегата 1 с температурой 545oС поступают в котел-утилизатор 2, в котором генерируется пар двух уровней давления. Последовательно охлаждаясь в поверхностях нагрева 7-12 котла-утилизатора 2, уходящие газы с температурой около 100oС выводятся в атмосферу. Выработанный пар высокого давления с параметрами 8,0 МПа, 515oС из пароперегревателя высокого давления 7 и низкого давления 10 с параметрами 0,65 МПа, 200oС подводятся к паровой турбине 3. Паровая турбина 3 вращает электрогенератор 28. Отработавший в паровой турбине 3 пар конденсируется в конденсаторе 4 при давлении 0,0035 МПа. Полученный конденсат с температурой 30oC подается конденсатным насосом 26 через пароводяной подогреватель 5 в котел-утилизатор 2. Клапан 22 на подводе пара полностью закрыт, поэтому нагрев конденсата в пароводяном подогревателе 5 отсутствует. Перед поступлением в хвостовую поверхность нагрева газовый подогреватель конденсата 12 конденсат смешивается с расходом рециркуляции, который возвращает часть нагретой в газовом подогревателе конденсата 12 воды на его вход с помощью насоса рециркуляции 19. Клапаном 20 при этом поддерживается температура на входе в газовый подогреватель конденсата 12-60oС, которая исключает коррозию хвостовой поверхности нагрева котла-утилизатора 2 при работе ПГУ на природном газе.The gas turbine unit 1, in which fuel (natural gas) is burned, generates electric power, which is used to drive the electric generator 27. The exhaust gases of the gas turbine unit 1 with a temperature of 545 o C enter the waste heat boiler 2, in which steam of two pressure levels is generated. Consistently cooling in the heating surfaces 7-12 of the waste heat boiler 2, the flue gases with a temperature of about 100 ° C are discharged into the atmosphere. The generated high pressure steam with parameters of 8.0 MPa, 515 o C from the superheater 7 and low pressure 10 with parameters of 0.65 MPa, 200 o C are supplied to the steam turbine 3. The steam turbine 3 rotates the generator 28. Used in a steam turbine 3 pairs condenses in condenser 4 at a pressure of 0.0035 MPa. The obtained condensate with a temperature of 30 o C is supplied by the condensate pump 26 through the steam-water heater 5 to the recovery boiler 2. The valve 22 on the steam supply is completely closed, therefore, there is no condensate heating in the steam-water heater 5. Before entering the tail surface of the gas condensate gas heater 12, the condensate is mixed with the recirculation flow, which returns part of the water heated in the gas condensate heater 12 to its inlet using the recirculation pump 19. Valve 20 maintains the temperature at the inlet to the gas condensate heater 12-60 o C, which eliminates the corrosion of the tail surface of the heating of the waste heat boiler 2 when the CCGT unit is operated on natural gas.
В газовом подогревателе конденсата 12 конденсат подогревается до 150oС и поступает в деаэратор 6. Деаэратор 6 обогревается паром низкого давления. В нем устанавливается давление 0,62 МПа. В деаэраторе 6 конденсат деаэрируется при нагреве до температуры 160oС. Полученная питательная вода направляется питательными насосами 17 и 18 в котел-утилизатор 2. Питательный насос низкого давления 18 перекачивает питательную воду в барабан-сепаратор 14, откуда она поступает в испаритель низкого давления 11 и пароперегреватель низкого давления 10. Питательный насос высокого давления 17 перекачивает питательную воду в экономайзер высокого давления 9, где она подогревается до температуры 290oС и поступает в барабан-сепаратор 13. Оттуда питательная вода поступает в испаритель 8 и пароперегреватель 7 высокого давления. В испарителях высокого и низкого давления 8 и 11 организована принудительная циркуляция с помощью насосов принудительной циркуляции 15 и 16. Приведенные выше параметры относятся к номинальному режиму установки при работе газотурбинного агрегата на природном газе.In the gas condensate heater 12, the condensate is heated to 150 o C and enters the deaerator 6. The deaerator 6 is heated by low pressure steam. It sets the pressure of 0.62 MPa. In deaerator 6, condensate is deaerated when heated to a temperature of 160 o C. The resulting feed water is sent by feed pumps 17 and 18 to the waste heat boiler 2. The feed pressure pump 18 pumps the feed water into the drum separator 14, from where it enters the low pressure evaporator 11 and a low-pressure superheater 10. The high-pressure feed pump 17 pumps feed water into the high pressure economizer 9 where it is heated to a temperature of 290 o C and is supplied into the drum separator 13. From there the nutrient I water flows into the evaporator 8 and the high-pressure superheater 7. In high and low pressure evaporators 8 and 11, forced circulation is organized by means of forced circulation pumps 15 and 16. The above parameters relate to the nominal mode of installation during operation of a gas turbine unit using natural gas.
При переходе газотурбинного агрегата 1 на жидкое топливо содержащее серу для исключения коррозии хвостовой поверхности нагрева котла-утилизатора 2 требуется поддерживать температуру конденсата на входе в газовый подогреватель конденсата 12 на уровне 110oС. Для этого клапан 20 открывается и расход рециркулируемого конденсата увеличивается,пока температура в точке смешения не достигнет 110oС. При этом температура конденсата на выходе из газового подогревателя конденсата 12 из-за возрастания расхода конденсата через газовый подогреватель снижается, подогрев в деаэраторе 6 повышается выше расчетного значения (10oС).When the gas turbine unit 1 is switched to liquid fuel containing sulfur, to prevent corrosion of the tail surface of the heating of the recovery boiler 2, it is required to maintain the temperature of the condensate at the inlet of the gas condensate heater 12 at 110 ° C. For this, valve 20 opens and the flow rate of the recirculated condensate increases while the temperature at the mixing point does not reach 110 o C. In this case, the condensate temperature at the outlet of the gas condensate heater 12 due to the increase in condensate flow through the gas heater with decreases, the heating in the deaerator 6 rises above the calculated value (10 o C).
Затем открывают клапан 22 на линии пара из отбора паровой турбины 3 на пароводяной подогреватель 5, в результате расход пара на пароводяной подогреватель 5 и температура конденсата после пароводяного подогревателя повышаются. Также повышается и температура конденсата на выходе из газового подогревателя 12, т.к. при этом сокращается расход рециркулируемой воды и общий расход через газовый подогреватель 12. Расход пара на пароводяной подогреватель 5 и, следовательно, температура конденсата на выходе из пароводяного подогревателя 5 (здесь и далее имеется в виде температура после смешения с потоком конденсата идущим через байпасный клапан 21) регулируется клапаном 21 на байпасной линии по конденсату или клапаном 22 на подводе пара. Для увеличения температуры конденсата после пароводяного подогревателя 5 клапан 22 открывают или клапан 21 закрывают, а для снижения указанной температуры, если это требуется, клапаны 22 и 21 переставляют в обратном направлении. Then open the valve 22 on the steam line from the selection of the steam turbine 3 to the steam-water heater 5, as a result, the flow of steam to the steam-water heater 5 and the temperature of the condensate after the steam-water heater increase. The condensate temperature at the outlet of the gas heater 12 also rises, since this reduces the flow of recirculated water and the total flow through the gas heater 12. The flow of steam to the steam-water heater 5 and, therefore, the temperature of the condensate at the outlet of the steam-water heater 5 (hereinafter, there is the temperature after mixing with the condensate stream passing through the bypass valve 21 ) is regulated by valve 21 on the bypass condensate line or valve 22 on the steam supply. To increase the temperature of the condensate after the steam-water heater 5, the valve 22 is opened or the valve 21 is closed, and to reduce the indicated temperature, if necessary, the valves 22 and 21 are rearranged.
В рассматриваемом процессе измеряют температуру конденсата на выходе из газового подогревателя (tk) с помощью датчика 24 и температуру питательной воды из деаэратора (tsд) с помощью датчика 23. Измеренные температуры анализируются системой регулирования 25, которая воздействует на клапана 21 или 22. Расход пара на пароводяной подогреватель 5, и, следовательно, температуру конденсата после пароводяного подогревателя 5 повышают до тех пор, пока температура конденсата на выходе из газового подогревателя 12 не достигнет tk 150oС. Температура питательной воды tsд при этом равна 160oС, а подогрев в деаэраторе Dtд 10oС, что равно расчетному значению, т.е. удовлетворяется условие
tk tsд D597tд.In the process under consideration, the temperature of the condensate at the outlet of the gas heater (t k ) is measured using a sensor 24 and the temperature of the feed water from the deaerator (t sd ) using a sensor 23. The measured temperatures are analyzed by control system 25, which acts on valves 21 or 22. Flow couple on the steam heater 5, and therefore the temperature of the condensate after the steam-water heater 5 is increased as long as the temperature of the condensate at the outlet of the gas heater 12 reaches 150 t k o C. the temperature pitatsya noy t sd water is then equal to 160 o C and heated in the deaerator Dt d 10 o C, which is equal to the calculated value, i.e. the condition is satisfied
t k t sd D597t d .
Температура конденсата после пароводяного подогревателя 5 составит при этом около 70oС.The temperature of the condensate after the steam-water heater 5 will be about 70 o C.
В процессе регулирования для снижения температуры tk расход пара на пароводяной подогреватель 5 уменьшают, а для увеличения tk расход пара на пароводяной подогреватель 5 увеличивают.In the regulation process, to reduce the temperature t k, the steam consumption for the steam-water heater 5 is reduced, and to increase t k the steam consumption for the steam-water heater 5 is increased.
Аналогичный режим в известном способе будет отличаться отсутствием подогрева конденсата в пароводяном подогревателе. Тогда температура конденсата на входе в деаэратор составит 125oС, подогрев в деаэраторе 35oС, т.е. расход пара в деаэратор в 3,5 раза будет выше,чем в предлагаемом способе, где подогрев в деаэраторе, а значит, и расход греющего пара сохранен расчетным. Кроме того, в прототипе резко возрастает расход воды на рециркуляцию и превышает в 5-6 раз расход в заявляемом решении, оба перечисленных недостатка снижают экономичность установки из-за потерь тепла на деаэрацию и роста собственных нужд на перекачку расхода рециркуляции.A similar mode in the known method will differ in the absence of condensate heating in the steam-water heater. Then the condensate temperature at the inlet to the deaerator will be 125 o С, heating in the deaerator 35 o С, i.e. the steam consumption in the deaerator will be 3.5 times higher than in the proposed method, where the heating in the deaerator, and hence the consumption of heating steam, is kept as calculated. In addition, in the prototype, the water consumption for recycling sharply increases and exceeds the consumption in the claimed solution by 5-6 times, both of the mentioned disadvantages reduce the efficiency of the installation due to heat loss for deaeration and the growth of own needs for pumping the recirculation flow.
Claims (1)
tк= tsд-Δtд,
где Δtд расчетный подогрев в деаэраторе, причем для снижения температуры, tк расход пара на пароводяной подогреватель уменьшают,
а для увеличения tк расход пара на пароводяной подогреватель увеличивают.The method of operation of a combined cycle plant by generating power in a gas turbine unit, recovering the heat of the exhaust gases of a gas turbine unit in the heating surfaces of a recovery boiler with steam generation, generating power from the generated steam in a steam turbine, condensing the spent steam in a condenser, heating the condensate in the tail surface of the boiler waste water, condensate deaeration in the deaerator to obtain feed water, recirculation of the water heated in the recovery boiler to the boiler inlet with maintaining the specified temperature condensate temperature at the inlet, characterized in that the temperature of the condensate is measured at the outlet of the recovery boiler (t c ) and the temperature of the feed water at the outlet of the deaerator (t sd ), the condensate is heated in a steam-water heater before being fed to the recovery boiler, the steam flow rate is steam-water heater is supported, based on ensuring the value of t to the level
t to = t sd -Δt d ,
where Δt d is the calculated heating in the deaerator, moreover, to reduce the temperature, t to reduce the flow of steam to the steam-water heater,
and to increase t to the steam flow rate on the steam-water heater is increased.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93031250A RU2067667C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93031250A RU2067667C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93031250A RU93031250A (en) | 1995-12-27 |
| RU2067667C1 true RU2067667C1 (en) | 1996-10-10 |
Family
ID=20143240
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93031250A RU2067667C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2067667C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2552885C2 (en) * | 2012-03-19 | 2015-06-10 | Альстом Текнолоджи Лтд | Method of combined cycle power unit operation and unit for its implementation |
-
1993
- 1993-06-24 RU RU93031250A patent/RU2067667C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Комисарчик Т.Н. и др. Математическая модель парогазовой установки с котлом-утилизатором, М., Теплоэнергетика, N 12, 1991, с. 63-65, рис.1. Комисарчик Т.Н. и др. О предварительном подогреве циклового воздуха ПГУ в режимах с ограниченной мощностью газовой ступени, М., Теплоэнергетика, N 9, 1992, с.32-36. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2552885C2 (en) * | 2012-03-19 | 2015-06-10 | Альстом Текнолоджи Лтд | Method of combined cycle power unit operation and unit for its implementation |
| US9394808B2 (en) | 2012-03-19 | 2016-07-19 | General Electric Technology Gmbh | Method for operating a combined cycle power plant and plant to carry out such a method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPH0758043B2 (en) | Method and apparatus for heat recovery from exhaust gas and heat recovery steam generator | |
| KR101516941B1 (en) | Energy recovery and steam supply for power augmentation in a combined cycle power generation system | |
| RU2538994C2 (en) | Method of once-through steam generator operation at steam temperature over 650-c, and once-through steam generator | |
| CA2679811C (en) | High efficiency feedwater heater | |
| US6497101B2 (en) | Method and apparatus for regulating the steam temperature of the live steam or reheater steam in a combined-cycle power plant | |
| RU2539943C2 (en) | Method for removing entrapped gas in power production system with combined cycle | |
| RU2062332C1 (en) | Combined-cycle plant | |
| SU1521284A3 (en) | Power plant | |
| US4637212A (en) | Combined hot air turbine and steam power plant | |
| JP3836199B2 (en) | Multistage pressure waste heat boiler and its operation method | |
| JPH09502233A (en) | Geothermal / fossil fuel combined use power plant | |
| JPH11173109A (en) | Power generation and hot water supply system | |
| RU2067667C1 (en) | Combined-cycle plant operation method | |
| RU2067668C1 (en) | Combined-cycle plant operation process | |
| US6152085A (en) | Method for operating a boiler with forced circulation and boiler for its implementation | |
| JPS6365807B2 (en) | ||
| JPH06146815A (en) | Gas turbine composite power generator | |
| CN219795348U (en) | Medical waste incineration waste heat steam power generation system | |
| RU2787627C1 (en) | Method for operation of a combined gas and steam unit of a power plant | |
| RU2830779C1 (en) | Method of operation of combined cycle plant of power plant with parallel operation scheme | |
| RU2070970C1 (en) | Method for operation of steam-and-gas plant | |
| CN106662013B (en) | The operation method of gasifying combined generating apparatus and gasifying combined generating apparatus | |
| RU2801652C1 (en) | Method of operation of the combined-cycle plant of the power plant | |
| JPH09170405A (en) | Pressurized fluidized bed combined cycle power generation facility | |
| SU1740709A1 (en) | Method for producing power in steam-gas plant |