RU2152526C1

RU2152526C1 - Method and power plant for generating electrical energy from shale

Info

Publication number: RU2152526C1
Application number: RU99101575A
Authority: RU
Inventors: Э.П. Волков; А.Ф. Гаврилов; Д.А. Гилев; М.С. Петров; О.П. Потапов; Г.П. Стельмах
Original assignee: Открытое акционерное общество "Энергетический научно-исследовательский институт им. Г.М. Кржижановского"
Priority date: 1999-01-25
Filing date: 1999-01-25
Publication date: 2000-07-10

Abstract

FIELD: power engineering; shale-processing industry. SUBSTANCE: plant has shale pyrolysis unit with process furnace, exhaust-heat boiler connected to process furnace, steam-gas mixture cleaning and condensing system, storage tanks for semicoke gas and liquid fuel fractions, steam-turbine power unit connected to tank holding fractions with boiling temperature T_b= 350-450, gas-turbine unit connected to tank holding fractions with boiling temperatures T_b= 200-350 C and T_b< 200 C, additional gas-turbine unit connected to semicoke gas tank. Waste- gas outlets of gas-turbine units are connected to steam-turbine unit boiler. Shale is subjected to pyrolysis to produce steam-gas mixture and semicoke; the latter is burned and heat of stack gases is used to produce steam; steam-gas mixture is cleaned and condensed to form semicoke gas and liquid-fuel fractions. The latter are accumulated in respective tanks; fractions with T_b= 350-450^°C C are burned in steam-turbine unit, those with T_b = 200-350 C and <200 C are burned in gas-turbine unit, and fraction with T_b higher than 450 C is returned to pyrolysis stage; semicoke gas is burned in additional gas-turbine unit. EFFECT: improved effectiveness of power generation and efficiency of power plant. 6 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к способам и установкам получения электроэнергии из сланцев и может быть использовано в энергетике и сланцеперерабатывающей промышленности. The invention relates to methods and installations for generating electricity from oil shale and can be used in energy and oil shale industry.

Известен способ выработки электроэнергии, заключающийся в том, что твердое топливо газифицируют, а образовавшееся газообразное топливо - энергоноситель после регенерации тепла и очистки подают в газотурбинную установку и сжигают. Сбросные (выхлопные) газы турбины направляют в котел-утилизатор. Перегретый пар из котла направляют в паровую турбину (заявка Японии N 3-33904 02 С 3/23, C 1074/72, опубл. 20.11.91). A known method of generating electricity, which consists in the fact that solid fuel is gasified, and the resulting gaseous fuel is an energy carrier after heat recovery and purification are fed to a gas turbine unit and burned. Turbine waste (exhaust) gases are sent to a waste heat boiler. Superheated steam from the boiler is sent to a steam turbine (Japanese application N 3-33904 02 C 3/23, C 1074/72, publ. 20.11.91).

Известна парогазовая установка с газификацией твердого топлива. Установка снабжена устройством для очистки газа газификации, соединенного с входом камеры сгорания газовой турбины, выхлоп которой через пароперегреватель подсоединен к котлу, вырабатывающему пар для паровой турбины. При этом по нагреваемой среде пароперегреватель включен в трубопровод отбора пара к газификатору (А.С. СССР N 1645573 F 01 K 23/06, опубл. 30.04.91 г.). Known combined-cycle plant with gasification of solid fuel. The installation is equipped with a gasification gas purification device connected to the inlet of the combustion chamber of a gas turbine, the exhaust of which through a superheater is connected to a boiler generating steam for a steam turbine. In this case, in a heated medium, a superheater is included in the steam extraction pipeline to the gasifier (AS USSR N 1645573 F 01 K 23/06, published on 04/30/91).

Недостатками указанных способов и установки являются то, что работа газификатора жестко связана с работой газовой и паровой турбин. Любые технологические или аварийные перерывы и остановки газификатора сразу отражаются на работе турбин, которые надо останавливать или переключать на резервное топливо. Кроме того, ресурс непрерывной работы газификатора меньше межремонтного периода газовой турбины, поэтому для обеспечения бесперебойной работы турбины и выработки электроэнергии необходимо иметь резервные газификаторы или резервное топливо, что усложняет создание таких схем и их эксплуатацию. Кроме того, газ, получаемый в упомянутых газификаторах, имеет невысокую теплоту сгорания (1000 - 1500 ккал/м³), что обусловливает низкие термодинамические параметры работы газовой турбины.The disadvantages of these methods and installation are that the operation of the gasifier is tightly connected with the work of gas and steam turbines. Any technological or emergency interruptions and stops of the gasifier immediately affect the operation of the turbines, which must be stopped or switched to backup fuel. In addition, the gasifier’s continuous service life is less than the overhaul period of a gas turbine, therefore, to ensure the turbine’s uninterrupted operation and power generation, it is necessary to have backup gasifiers or reserve fuel, which complicates the creation of such schemes and their operation. In addition, the gas produced in the above gasifiers has a low heat of combustion (1000 - 1500 kcal / m ³ ), which leads to low thermodynamic parameters of the gas turbine.

Наиболее близким техническим решением, относящимся к способу и установке для получения электроэнергии из сланцев, является схема электростанции с внутрицикловым облагораживанием - пиролиз сланца и использование установок с твердым теплоносителем (УТТ) (Сборник: Новые способы использования низкосортных топлив в энергетике. М., 1989 г. Министерство энергетики и электрификации СССР, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского, стр. 66 - 76). The closest technical solution related to the method and installation for generating electricity from oil shale is a scheme of a power plant with intra-cycle refinement - pyrolysis of oil shale and the use of plants with solid coolant (UTT) (Collection: New ways to use low-grade fuels in the energy sector. M., 1989 Ministry of Energy and Electrification of the USSR, ENIN named after G.M. Krzhizhanovsky, pp. 66 - 76).

Известный способ включает пиролиз сланца твердым теплоносителем - горячей собственной золой с получением парогазовой смеси и полукокса, сжигание полукокса для получения твердого теплоносителя с утилизацией тепла дымовых газов и выработкой пара, очистку и конденсацию парогазовой смеси с получением высококалорийного полукоксового газа (8000 - 11500 ккал/м³) и фракций жидких топлив, сжигание полукоксового газа, сжигание фракций жидких топлив (топочного масла и легкой бензиновой фракции) в котле паротурбинного энергоблока с получением пара и выработкой электроэнергии, сжигание фракции с T_кип. = 200 - 350^oC (газотурбинного топлива) в камере сгорания газотурбинного энергоблока с выработкой электроэнергии и с подачей сбросных газов в качестве окислителя на стадию сжигания в котел паротурбинного энергоблока.The known method involves the pyrolysis of oil shale with a solid heat carrier - hot own ash to produce a gas-vapor mixture and semi-coke, burning of semicoke to obtain a solid heat carrier with the utilization of flue gas heat and steam generation, purification and condensation of a gas-vapor mixture to produce high-calorie semi-coke gas (8000 - 11,500 kcal / m ³⁾ fractions and liquid fuels, combustion of gas carbonization, combustion of liquid fuels fractions (light fuel oil and gasoline) in a boiler steam-turbine unit to yield steam and yrabotkoy electricity, combustion fraction T _heated. = 200 - 350 ^o C (gas turbine fuel) in the combustion chamber of a gas turbine power unit with the generation of electricity and with the supply of waste gases as an oxidizer to the stage of combustion of a steam turbine power unit into the boiler.

Известная энергетическая установка содержит блок пиролиза сланцев с технологической топкой, котел-утилизатор, соединенный с технологической топкой, систему очистки и конденсации парогазовой смеси, подключенную к блоку пиролиза и снабженную выводами полукоксового газа и фракций жидких топлив, паротурбинный энергоблок с котлом, подключенным к выводам фракций жидких топлив (легкой бензиновой фракции и топочного масла), газотурбинный энергоблок, камера сгорания которого соединена с выводом фракции с T_кип. = 200 - 350^oC и снабжена выводом сбросных газов, подключенным к котлу паротурбинного энергоблока.A known power plant comprises a shale pyrolysis unit with a process furnace, a waste heat boiler connected to the process furnace, a steam-gas mixture purification and condensation system connected to a pyrolysis unit and equipped with terminals of semi-coke gas and fractions of liquid fuels, a steam turbine power unit with a boiler connected to outputs of the fractions liquid fuels (light gasoline fraction and heating oil), gas turbine power unit, the combustion chamber of which is connected to the outlet of the fraction with T _bales. = 200 - 350 ^o C and is equipped with a waste gas outlet connected to the boiler of the steam turbine power unit.

Недостатками указанных способа и установки для получения энергии из сланцев является то, что основная часть энергии вырабатывается в паротурбинном энергоблоке, включающем котел, паровую турбину и электрогенератор, куда подают до 70% топочного масла - энергоносителя, состоящего из жидкого котельного топлива. КПД системы УТТ-ТЭС составляет около 32%. Газотурбинная установка в этой схеме использует в качестве газотурбинного топлива только узкую часть средней фракции с температурой кипения 200 - 350^oC.The disadvantages of the above method and installation for generating energy from oil shale is that the main part of the energy is generated in a steam turbine power unit, including a boiler, a steam turbine and an electric generator, which supply up to 70% of the heating oil - an energy carrier consisting of liquid boiler fuel. The efficiency of the UTT-TPP system is about 32%. The gas turbine installation in this scheme uses as a gas turbine fuel only a narrow part of the middle fraction with a boiling point of 200 - 350 ^o C.

Другим недостатком приведенной схемы является также ограниченная маневренность в условиях работы при пиковых и полупиковых нагрузках и сложность управления при остановках или перерывах в работе УТТ. Another drawback of the above scheme is also the limited maneuverability in operating conditions at peak and half-peak loads and the complexity of control during stops or interruptions in the operation of the UTT.

Предлагаемое изобретение направлено на устранение упомянутых недостатков, на решение задачи по повышению эффективности выработки электроэнергии, увеличение энергетического КПД установки, повышение маневренности с возможностью работы при пиковых и полупиковых нагрузках. Кроме того, увеличивается ресурс непрерывной работы электростанции, улучшаются экологические показатели по выбросам в атмосферу
Для достижения указанных технических результатов способ включает пиролиз сланцев с получением парогазовой смеси и полукокса, сжигание полукокса с утилизацией тепла дымовых газов и выработкой пара, очистку и конденсацию парогазовой смеси с образованием полукоксового газа и фракций жидких топлив, сбор полукоксового газа и фракций жидких топлив в соответствующих накопительных емкостях, из которых фракцию с T_кип. = 350-450^oC подают на сжигание с получением пара и выработкой электроэнергии, фракции с T_кип. = 200-350^oC и с T_кип. < 200^oC направляют на совместное сжигание в камеру сгорания газотурбинной установки (ГТУ) с выработкой электроэнергии и подачей сбросных газов в качестве окислителя на стадию сжигания фракции с T_кип. = 350-450^oC, фракция с T_кип. более 450^oC возвращают на стадию пиролиза, а поток полукоксового газа направляют на стадию сжигания с последующей выработкой электроэнергии.The present invention is aimed at eliminating the aforementioned drawbacks, at solving the problem of increasing the efficiency of power generation, increasing the energy efficiency of the installation, increasing maneuverability with the ability to work at peak and half-peak loads. In addition, the resource of continuous operation of the power plant is increased, environmental indicators for air emissions are improved
To achieve the indicated technical results, the method includes pyrolysis of shale to produce a gas-vapor mixture and semi-coke, burning of semi-coke with the utilization of flue gas heat and steam generation, purification and condensation of the gas-vapor mixture with the formation of semi-coke gas and liquid fuel fractions, collecting semi-coke gas and liquid fuel fractions in appropriate storage tanks, of which a fraction with T _bales. = 350-450 ^o C served for combustion to produce steam and generate electricity, fractions with T _bales. = 200-350 ^o C and with T _bales. <200 ^o C sent to the joint combustion in the combustion chamber of a gas turbine installation (GTU) with the generation of electricity and the supply of waste gases as an oxidizer to the stage of burning fractions with T _bales. = 350-450 ^o C, fraction with T _bales. more than 450 ^o C return to the stage of pyrolysis, and the flow of semi-coke gas is directed to the stage of combustion with subsequent generation of electricity.

В полученный при сжигании фракции жидких продуктов с T_кип. = 350-450^oC пар дополнительно вводят поток пара, образованного на стадии утилизации тепла дымовых газов.In obtained by burning fractions of liquid products with T _bales. = 350-450 ^o C steam additionally inject a stream of steam formed at the stage of heat recovery of flue gases.

Сбросный газ, полученный после выработки электроэнергии при сжигании полукоксового газа, направляют в качестве окислителя на стадию сжигания фракции жидких топлив с T_кип. = 350-450^oC.The waste gas obtained after generating electricity during the combustion of semi-coke oven gas is sent as an oxidizing agent to the stage of burning a fraction of liquid fuels with T _bales. = 350-450 ^o C.

Для обеспечения указанных задач установка содержит блок пиролиза сланцев с технологической топкой, котел-утилизатор, соединенный с технологической топкой, систему очистки и конденсации парогазовой смеси, подключенную к блоку пиролиза и снабженную выводами полукоксового газа и фракций жидких топлив, накопительные емкости, подключенные к соответствующим выводам фракций жидких топлив и полукоксового газа из системы очистки и конденсации, паротрубинный энергоблок с котлом, снабженным патрубком ввода жидких топлив, соединенным с емкостью фракции с T_кип. = 350-450^oC, газотубинный энергоблок, камера сгорания которого снабжена патрубком, подключенным к емкостям фракций с T_кип = 200-350^oC и с T_кип < 200^oC и соединена выводом сбросных газов с котлом паротурбинного энергоблока, и дополнительный газотурбинный энергоблок, камера сгорания которого подключена к емкости полукоксового газа, а выхлоп сбросного газа из ГТУ - к котлу паротурбинного энергоблока.To ensure these tasks, the installation contains a shale pyrolysis unit with a technological furnace, a waste heat boiler connected to the technological furnace, a gas-vapor mixture cleaning and condensation system connected to the pyrolysis unit and equipped with conclusions of semicoke gas and liquid fuel fractions, storage tanks connected to the corresponding conclusions fractions of liquid fuels and semi-coke oven gas from the purification and condensation system, steam-tube power unit with a boiler equipped with a nozzle for introducing liquid fuels connected to the tank Yu fractions with T _bales. = 350-450 ^o C, gas-turbine power unit, the combustion chamber of which is equipped with a nozzle connected to the capacities of fractions with T _bales = 200-350 ^o C and T _bales <200 ^o C and connected by a waste gas outlet to the boiler of the steam-turbine power unit, and an additional gas-turbine power unit, the combustion chamber of which is connected to the semi-coke oven gas tank, and the exhaust gas exhaust from the gas turbine unit - to the boiler of the steam turbine power unit.

Емкость фракции с T_кип более 450^oC соединена с блоком пиролиза. Вывод пара котла-утилизатора соединен с паровой системой паротурбинного энергоблока, например с цилиндром среднего давления паровой турбины.The capacity of the fraction with T _{bales of} more than 450 ^o C is connected to the pyrolysis unit. The steam outlet of the recovery boiler is connected to the steam system of the steam turbine power unit, for example, to the medium pressure cylinder of the steam turbine.

Применение двух газотурбинных энергоблоков: одной - на полукоксовом газе и второй - для сжигания большого количества жидкого топлива, увеличение общего количества жидкого топлива за счет повторного пиролиза тяжелой фракции позволяют увеличить энергетический КПД до 40-41%. The use of two gas turbine power units: one on semicoke gas and the second for burning a large amount of liquid fuel, an increase in the total amount of liquid fuel due to repeated pyrolysis of the heavy fraction can increase energy efficiency up to 40-41%.

Установка накопительных емкостей для жидких фракций и полукоксового газа обеспечивает стабильность работы электростанции. Installation of storage tanks for liquid fractions and semi-coke oven gas ensures the stability of the power plant.

На чертеже представлена схема энергетической установки. The drawing shows a diagram of a power plant.

Установка содержит блок пиролиза 1 с технологической топкой 2, котел-утилизатор 3, соединенный с технологической топкой 2, систему очистки и конденсации парогазовой смеси 4, подключенную к блоку пиролиза 1 и снабженную выводами полукоксового газа 5 и фракций жидких топлив 6, накопительные емкости 7-11 фракций жидких топлив и полукоксового газа, подсоединенные к соответствующим выводам из системы их очистки и конденсации 4, паротурбинный энергоблок с котлом 12, снабженным патрубком 13, соединенным с емкостью 8 фракции с T_кип = 350-450^oC, газотурбинный энергоблок 14, камера сгорания которого 15 снабжена патрубками, подключенными к емкости 9 фракции с T_кип = 200-350^oC и емкости 10 фракции с T_кип < 200^oC, и соединена выводом сбросных газов 16 из ГТУ с котлом 12 паротурбинного энергоблока. Установка содержит дополнительный газотурбинный энергоблок 17, камера сгорания которого 21 подключена к емкости 11 полукоксового газа, выполненной в виде газгольдера. Вывод сбросного газа 18 газотурбинного энергоблока 17 соединен с котлом 12 паротурбинного энергоблока. Емкость 7 фракции жидких топлив с T_кип более 450^oC подключена к блоку пиролиза 1. Вывод пара 19 котла-утилизатора 3 соединен с паровой системой паротурбинного энергоблока.The installation comprises a pyrolysis unit 1 with a technological furnace 2, a waste heat boiler 3 connected to a technological furnace 2, a gas-vapor mixture purification and condensation system 4 connected to a pyrolysis unit 1 and equipped with terminals for semi-coke gas 5 and liquid fuel fractions 6, storage tanks 7- 11 fractions of liquid fuels and semi-coke oven gas connected to the corresponding conclusions from the system for their purification and condensation 4, a steam-turbine power unit with a boiler 12, equipped with a pipe 13 connected to a capacity of 8 fractions with T _bale = 350-450 ^o C, gas-turbine power unit 14, the combustion chamber of which 15 is equipped with nozzles connected to the tank 9 of the fraction with T _bales = 200-350 ^o C and the tank 10 of the fraction with T _bales <200 ^o C, and is connected to the exhaust gas outlet 16 from the gas turbine with the boiler 12 of the steam turbine power unit. The installation contains an additional gas turbine power unit 17, the combustion chamber of which 21 is connected to the tank 11 of coke oven gas, made in the form of a gas tank. The exhaust gas outlet 18 of the gas turbine power unit 17 is connected to the boiler 12 of the steam turbine power unit. The capacity of the 7 fraction of liquid fuels with T _{bales of} more than 450 ^o C is connected to the pyrolysis unit 1. The steam output 19 of the recovery boiler 3 is connected to the steam system of the steam turbine power unit.

Установка работает следующим образом. Сланец с размерами частиц 0-25 мм подают в блок пиролиза 1, где его нагревают до температур пиролиза твердым теплоносителем - золой с образованием парогазовой смеси и полукокса. Полукокс сжигают в технологической топке 2 (аэрофонтанная топка) с образованием золы, подаваемой в качестве теплоносителя на стадию пиролиза. Дымовые газы из технологической топки 2 поступают в котел-утилизатор 3, в котором вырабатывают пар, направляемый в цилиндр среднего давления паротурбинного энергоблока. Парогазовую смесь очищают и конденсируют в системе 4 с получением полукоксового газа и фракций жидких топлив. Указанные фракции поступают по выводам 6 в соответствующие емкости 7-10, а полукоксовый газ по газопроводу 5 подают в газгольдер 11, пирогенетическую воду 20 используют в процессе и выводят на дальнейшую переработку. Фракцию жидкого топлива с T_кип выше 450^oC из емкости 7 направляют на повторный пиролиз в блок пиролиза 1. За счет повторного пиролиза получают дополнительное количество жидких топлив. Фракцию жидкого топлива с T_кип = 350-450^oC из емкости 8 подают в котел 12 паротурбинного энергоблока через патрубок 13, где происходит сжигание этой фракции с выработкой пара и электроэнергии. Фракции жидких топлив с T_кип = 200-350^oC и с T_кип < 200^oC из соответствующих емкостей 9 и 10 направляют в камеру сгорания 15 газотурбинного энергоблока 14. Сбросные газы после газотурбинного энергоблока 14 через вывод 16 подают в котел 12 паротурбинного энергоблока в качестве окислителя. Полукоксовый газ из емкости 11 (газгольдера) поступает в камеру сгорания 21 второго дополнительно установленного газотурбинного энергоблока 17. Сбросные газы через вывод 18 также направляют в качестве окислителя в котел 12 паротурбинного энергоблока.Installation works as follows. Shale with a particle size of 0-25 mm is fed to the pyrolysis unit 1, where it is heated to pyrolysis temperatures with a solid heat carrier - ash to form a gas-vapor mixture and semi-coke. Semi-coke is burned in a technological furnace 2 (aero-fountain furnace) with the formation of ash supplied as a coolant to the pyrolysis stage. Flue gases from the technological furnace 2 enter the waste heat boiler 3, in which steam is generated, which is sent to the medium-pressure cylinder of the steam turbine power unit. The gas-vapor mixture is purified and condensed in system 4 to produce semi-coke oven gas and liquid fuel fractions. These fractions go to conclusions 6 in the corresponding containers 7-10, and the semi-coke gas is supplied through gas pipeline 5 to the gas holder 11, pyrogenetic water 20 is used in the process and taken out for further processing. The fraction of liquid fuel with T _bales above 450 ^o C from the tank 7 is sent for re-pyrolysis to the pyrolysis unit 1. Due to re-pyrolysis, an additional amount of liquid fuels is obtained. The fraction of liquid fuel with T _bale = 350-450 ^o C from the tank 8 is fed into the boiler 12 of the steam turbine power unit through the pipe 13, where this fraction is burned with the generation of steam and electricity. Fractions of liquid fuels with T _bales = 200-350 ^o C and with T _bales <200 ^o C from the respective tanks 9 and 10 are sent to the combustion chamber 15 of the gas turbine power unit 14. The waste gases after the gas turbine power unit 14 are fed through terminal 16 to the boiler 12 of the steam turbine power unit as an oxidizing agent. Semi-coke gas from the tank 11 (gas tank) enters the combustion chamber 21 of the second additionally installed gas turbine power unit 17. The waste gases through the outlet 18 are also sent as an oxidizing agent to the boiler 12 of the steam turbine power unit.

Claims

1. A method of generating electricity from oil shale, including pyrolysis of oil shale with a solid heat carrier to produce a vapor-gas mixture and semi-coke, burning of semicoke to obtain a solid heat carrier and utilization of flue gas heat to generate steam, purification and condensation of a gas-vapor mixture with the formation of semicoke gas and fractions of liquid fuels, burning of coke oven gas, burning of liquid fuels to produce steam and subsequent generation of electricity, characterized in that the fractions of liquid obtained after purification and condensation opliv and carbonization gas collected in the respective collecting tanks from which the fraction T _refluxing = 200 - 350 ^o C and T _heated <200 ^o C is directed to co-combustion in the combustion chamber of a gas turbine installation with electricity and then supplying the waste gas as the oxidant at the stage of burning a steam turbine power unit into the boiler to produce steam, the fraction with T _{bales of} more than 450 ^o C is returned to the pyrolysis stage, the fraction with T _{bales of} 350 to 450 ^o C is fed as liquid fuel to the combustion stage with steam generation, and the semi-coke gas stream sent to the combustion stage with subsequent generation of electricity.

2. The method according to claim 1, characterized in that the steam obtained by burning the fraction of liquid fuels with T _bales = 350 - 450 ^o C, additionally inject a stream of steam formed at the stage of heat recovery of flue gases.

3. The method according to claim 1, characterized in that the waste gas obtained after generating electricity by burning semi-coke oven gas is sent as an oxidizing agent to the stage of burning a fraction of liquid fuels with T _bales = 350 - 450 ^o C.

4. Power plant, including a pyrolysis unit with a technological furnace, a waste heat boiler connected to the technological furnace, a gas-vapor mixture purification and condensation system connected to the pyrolysis unit and equipped with terminals for semi-coke gas and liquid fuel fractions, a steam-turbine power unit with a boiler equipped with a nozzle liquid fuel input, gas turbine power unit, characterized in that the installation further comprises a gas turbine power unit and storage tanks connected to the respective conclusions of the fractions idkih fuels and carbonization gas purification system and condensation, the fraction container with T _refluxing = 200 - 350 ^o C and T _heated <200 ^o C are connected to the pipe entering them into the combustion chamber of the gas turbine unit, which is provided with the withdrawal of waste gases, connected to a steam turbine power unit boiler, a fraction tank with T _{bales of more} than 450 ^o C is connected to the pyrolysis unit, a fraction tank with T _bales = 350 - 450 ^o C is connected to the liquid fuel inlet of the steam turbine power block boiler, and a semi-coke gas tank with a combustion chamber of an additionally installed gas turbine power unit.

5. The power plant according to claim 4, characterized in that the steam outlet of the recovery boiler is connected to a steam turbine power unit.

6. The power plant according to claim 4, characterized in that the exhaust gas outlet of the combustion chamber of the additionally installed gas turbine power unit is connected to the boiler of the steam turbine power unit.