DE102005040380B3 - Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage - Google Patents

Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage Download PDF

Info

Publication number
DE102005040380B3
DE102005040380B3 DE102005040380A DE102005040380A DE102005040380B3 DE 102005040380 B3 DE102005040380 B3 DE 102005040380B3 DE 102005040380 A DE102005040380 A DE 102005040380A DE 102005040380 A DE102005040380 A DE 102005040380A DE 102005040380 B3 DE102005040380 B3 DE 102005040380B3
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
condensate
steam flow
condenser
heated
stage
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
DE102005040380A
Other languages
German (de)
Inventor
Michael Dr. Herbermann
Raimund Dr. Witte
Heinz Wienen
Andras Mikovics
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
GEA Energietchnik GmbH
Original Assignee
GEA Energietchnik GmbH
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
Priority to DE102005040380A priority Critical patent/DE102005040380B3/en
Application filed by GEA Energietchnik GmbH filed Critical GEA Energietchnik GmbH
Priority to EP06761709A priority patent/EP1917422B1/en
Priority to AU2006284266A priority patent/AU2006284266B2/en
Priority to CA002610872A priority patent/CA2610872A1/en
Priority to ES06761709T priority patent/ES2324798T3/en
Priority to RU2007134111/06A priority patent/RU2355895C1/en
Priority to KR1020077028898A priority patent/KR20080016628A/en
Priority to MX2007010783A priority patent/MX2007010783A/en
Priority to CNA2006800051929A priority patent/CN101208498A/en
Priority to US12/063,175 priority patent/US20100132362A1/en
Priority to DE502006003341T priority patent/DE502006003341D1/en
Priority to AT06761709T priority patent/ATE427413T1/en
Priority to JP2008527295A priority patent/JP4542187B2/en
Priority to PCT/DE2006/001097 priority patent/WO2007022738A1/en
Priority to AP2007004105A priority patent/AP2007004105A0/en
Publication of DE102005040380B3 publication Critical patent/DE102005040380B3/en
Application granted granted Critical
Priority to TNP2007000284A priority patent/TNSN07284A1/en
Priority to MA30503A priority patent/MA29562B1/en
Priority to IL189649A priority patent/IL189649A0/en
Priority to ZA200801846A priority patent/ZA200801846B/en
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F28B9/08—Auxiliary systems, arrangements, or devices for collecting and removing condensate
    • 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
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B1/00—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B1/00—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser
    • F28B1/06—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser using air or other gas as the cooling medium
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F28B9/10—Auxiliary systems, arrangements, or devices for extracting, cooling, and removing non-condensable gases

Abstract

The method involves supplying a turbine exhaust steam to an air-cooled condenser (3). Condensate extracted in the condenser is heated in a heating stage, before supplying to a tank, where the condensate is heated by the exhaust steam flow. Partial steam flow escaping from the condenser is supplied to a deaerator (8) in which cold additional feed water is heated by the partial steam flow, parallel to the heating of condensate.

Description

Die Erfindung betrifft ein Kondensationsverfahren mit den Merkmalen im Oberbegriff des Patentanspruchs 1.The The invention relates to a condensation process with the features in the preamble of claim 1.

Der Kraftwerkswirkungsgrad ist ein Faktor, der insbesondere bei Neuplanung von Kraftwerken einen entscheidenden Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit hat. Es gibt daher vielfältige Bemühungen, Dampfkraftprozesse in Wärmekraftwerken zu optimieren. Besonderes Augenmerk wird hierbei auch auf das Kondensationssystem gelegt. Insbesondere ist das Potential hinsichtlich des Kraftwerkwirkungsgrads noch nicht optimal ausgenutzt, wenn luftgekühlte Kondensatoren verwendet werden, wie sie häufig bei Wassermangel am Kraftwerksstandort zum Einsatz kommen. Luftgekühlte Kondensatoren haben den prinzipbedingten Nachteil, dass nur die Trockenlufttemperatur genutzt werden kann. Hinzu kommt, dass beim Betrieb mit besonders kleinen Abdampfdrücken auch die Kondensatunterkühlung größer ist als bei wassergekühlten Oberflächenkondensatoren.Of the Power plant efficiency is a factor, especially when re-planning of power plants have a decisive influence on economic efficiency Has. There are therefore many efforts Steam power processes in thermal power plants to optimize. Particular attention will be paid to the condensation system placed. In particular, the potential is in terms of power plant efficiency not yet optimally utilized when using air-cooled capacitors as they often do when there is a lack of water at the power plant site. Air-cooled condensers have the inherent disadvantage that only the dry air temperature can be used. On top of that, when operating with extra small evaporation pressure also the condensate subcooling is larger as in water-cooled Surface condensers.

Bei luftgekühlten Kondensatoren sind in der Regel zwei Kondensationsstufen vorhanden. In einer ersten Kondensationsstufe werden ca. 80-90 % des Abdampfes einer Turbine kondensiert. Eine 100%ige Kondensation in der ersten Kondensationsstufe ist aufgrund der prozessbedingten Parameter, wie z. B. der schwankenden Außentemperaturen praktisch nicht möglich, so dass in jedem Fall eine zweite Kondensationsstufe für die Restdampfkondensation erforderlich ist. Aus diesem Grund werden häufig kondensatorisch und dephlegmatorisch geschaltete luftgekühlte Kondensatoren miteinander kombiniert, wobei die dephlegmatorische Kondensation zur Restdampfkondensation vorgesehen ist, also die zweite Kondensationsstufe bildet. Aus der DE 103 33 009 B3 ist eine Anordnung zur Kondensation von Wasserdampf bekannt, bei welcher in einem Kühlturm mit natürlichem Luftzug zu dachförmigen Kondensatoren konfigurierte Rohrbündel vorgesehen sind und wobei in einem Höhenbereich unterhalb der Dachkondensatoren mit in einem Oberflächenkondensator vom Wasserdampf erwärmten Kühlwassser beaufschlagte Kühleinbauten vorgesehen sind. Ein dephlegmatorisch beaufschlagtes Rohrbündel ist über eine Evakuierungsleitung ebenso wie ein Dampfdom des Oberflächenkondensators an eine gemeinsame Evakuierungseinrichtung angeschlossen. Diese teilt sich in eine getrennte erste Stufe für den Abzug der Inertgase aus den Rohrbündeln und für den Abzug der Inertgase aus dem Dampfdom auf und mündet in eine gemeinsame zweite Stufe.Air-cooled condensers usually have two condensation stages. In a first condensation stage, about 80-90% of the exhaust steam of a turbine is condensed. A 100% condensation in the first condensation stage is due to the process-related parameters, such. B. the fluctuating outside temperatures practically impossible, so that in each case a second condensation stage for the residual steam condensation is required. For this reason, condensed and dephlegmatorily switched air-cooled condensers are often combined with each other, wherein the dephlegmatoric condensation is provided for residual vapor condensation, thus forming the second condensation stage. From the DE 103 33 009 B3 an arrangement for the condensation of water vapor is known in which are provided in a cooling tower with natural draft to roof-shaped capacitors configured tube bundle and wherein provided in a height range below the roof condensers with cooled in a surface condenser from the water cooling water cooling bodies are provided. A dephlegmatorisch acted upon tube bundle is connected via an evacuation line as well as a vapor dome of the surface condenser to a common evacuation device. This is divided into a separate first stage for the withdrawal of the inert gases from the tube bundles and for the withdrawal of the inert gases from the steam dome and opens into a common second stage.

Aus der US 4 905 474 ist ebenfalls eine Anordnung zur Kondensation von Wasserdampf bekannt, bei welcher dephlegmatorisch betriebene Rohrbündel von einer unten liegenden Dampfzuführungsleitung beschickt werden, in welche gleichzeitig das Kondensat von oben herabtropft. Um eine Unterkühlung des Kondensats an den Rohrwänden in kalten Wintermonaten zu verhindern, ist vorgesehen, dass innerhalb der Dampfzuführungs- bzw. Kondensatsammelleitung Verteilelemente angeordnet sind, auf die das Kondensat herabfließt und die dafür vorgesehen sind, das Kondensat in feine Tropfen zu überführen, damit das Kondensat innerhalb des Dampfstroms wieder in einem gewissen Umfang erwärmt wird.From the US 4,905,474 is also known an arrangement for the condensation of water vapor, in which dephlegmatorisch operated tube bundles are fed from a lower steam supply line, in which simultaneously drips the condensate from above. In order to prevent overcooling of the condensate on the tube walls in cold winter months, it is provided that within the Dampfzuführungs- or condensate manifold distribution elements are arranged, on which the condensate flows down and which are intended to convert the condensate into fine droplets, so that the Condensate is heated again within the steam flow to a certain extent.

Üblicherweise wird das gewonnene Kondensat unmittelbar einem Kondensatsammeltank zugeführt. Anschließend wird das Kondensat einem Entgaser zugeleitet, in dem als Ersatz für Undichtigkeitsverluste aufbereitetes Zusatzwasser zugemischt wird, um daraufhin über eine Speisepumpe wieder einem der Turbine vorgeschalteten Verdampfer zugeführt zu werden. Da das Kondensat in dem Entgaser zur Entgasung wieder auf Siedetemperatur gebracht werden muss, ist es für die Energiebilanz nachteilig, wenn das Kondensat vorher zu stark unterkühlt wurde, da letztlich eine erhöhte Energiezufuhr durch den Einsatz von Primärbrennstoffen realisiert werden muss. Es wird daher angestrebt, die Unterkühlung des Kondensats so gering wie möglich zu halten, um den Einsatz von Primärbrennstoffen zu minimieren. Gleichzeitig wird angestrebt, die zur Kondensation des Turbinenabdampfs einzusetzende Energiemenge ebenfalls so gering wie möglich zu halten.Usually the recovered condensate is immediately a condensate collecting tank fed. Subsequently, will the condensate fed to a degasser, in which as a replacement for leakage losses recycled make-up water is added to then over a Feed pump again upstream of the turbine evaporator supplied to become. As the condensate in the degasser for degassing again must be brought to boiling temperature, it is for the energy balance disadvantageous if the condensate was previously overcooled, because ultimately an increased Energy supply can be realized by the use of primary fuels got to. It is therefore desirable, the subcooling of the condensate so low as possible to minimize the use of primary fuels. At the same time, the aim is for the condensation of Turbineabdampfs The amount of energy to be used is also as low as possible hold.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Kondensationsverfahren aufzuzeigen, bei welchem die Unterkühlung des Kondensats minimiert werden kann, um den Kraftwerkwirkungsgrad zu verbessern.Of the Invention is based on the object, a condensation process show, in which the supercooling of the condensate minimized can be used to improve power plant efficiency.

Diese Aufgabe ist bei einem Kondensationsverfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 gelöst.These Task is in a condensation process with the features of Patent claim 1 solved.

Wesentlich bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist, dass der im Kondensator gewonnene Kondensatstrom vor der Einleitung in einen Kondensatsammeltank in einer eigens dafür vorgesehenen Kondensataufwärmstufe erwärmt wird. Die Erwärmung des Kondensatstroms erfolgt innerhalb der Kondensataufwärmstufe durch den Turbinenabdampfstrom. Gleichzeitig wird der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom einem Entgaser zugeführt, in welchem der Teildampfstrom kälteres Zusatzspeisewasser erwärmt und selber vollständig kondensiert.It is essential in the process according to the invention that the condenses obtained in the condenser Satstrom is heated before being introduced into a condensate collection tank in a specially designated Kondensatwärwärstufestufe. The heating of the condensate stream takes place within the Kondensatwärwärstufestufe by the turbine exhaust steam. At the same time, the partial steam flow emerging from the condenser is fed to a degasser, in which the partial steam flow heats colder additional feed water and completely condenses itself.

Eine zusätzlich zu einem Entgaser vorgesehene Kondensataufwärmstufe ermöglicht es in der erfindungsgemäßen Schaltungsweise, die Kondensatunterkühlung maßgeblich zu minimieren und damit den Einsatz von Primärbrennstoffen zu reduzieren. Modellrechnungen haben bestätigt, dass eine bei luftgekühlten Kondensatoren herkömmlicher Bauart festzustellende Unterkühlung des Kondensats in einem Bereich von ca. 1-6 K auf etwa 0,5 K gegenüber der Temperatur im Sättigungszustand hinter der Turbine reduziert werden kann. In Abhängigkeit von der Reduzierung der Unterkühlung steigt der Kraftwerkwirkungsgrad. Bei einem 600 MW Kraftwerk kann der thermische Wirkungsgrad um bis zu ca. 0,25 % verbessert werden, was in Anbetracht der Kraftwerkdimensionen als nicht zu vernachlässigende Größe zu werten ist.A additionally to a degasser provided Kondensatwärwärstufestufe makes it possible in the circuit according to the invention, the condensate subcooling decisively minimize and thus reduce the use of primary fuels. Model calculations have confirmed that one in air-cooled condensers conventional Design to be determined subcooling of the condensate in a range of about 1-6 K to about 0.5 K compared to Temperature in the saturation state behind the turbine can be reduced. Depending on the reduction the hypothermia the power plant efficiency increases. At a 600 MW power plant can the thermal efficiency can be improved by up to approx. 0.25%, which in view of the power plant dimensions as not negligible To assess size is.

Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren wird die thermische Energie des Turbinenabdampfstroms wesentlich effektiver genutzt, da sie nicht durch die Kondensatoren an die Umgebung abgegeben wird, sondern zu einem großen Teil in das Kondensat einfließt, also dem Wärmekreislauf weitestgehend erhalten bleibt. Die verringerten Energieverluste führen zu der angestrebten Verbesserung des Kraftwerkwirkungsgrads. Durch die Erwärmung des unterkühlten Kondensats wird gleichzeitig eine Kondensation eines Teils des Turbinenabdampfstroms erreicht, so dass weniger Abdampf in den Kondensator eintritt. Die Kondensatoren können dadurch unter Umständen kleiner ausgelegt werden.at the method according to the invention the thermal energy of the turbine exhaust steam flow becomes substantial used more effectively because they are not due to the capacitors to the Environment is discharged, but to a large extent flows into the condensate, ie the heat cycle largely preserved. The reduced energy losses to lead to the desired improvement in power plant efficiency. By the warming of the supercooled Condensate simultaneously becomes a condensation of a portion of the turbine effluent stream achieved, so that less exhaust steam enters the condenser. The Capacitors can possibly under circumstances be designed smaller.

Vorteilhafte Ausgestaltungen des Erfindungsgedankens sind Gegenstand der Unteransprüche.advantageous Embodiments of the inventive concept are the subject of the dependent claims.

Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es ausreichend, wenn die erste Kondensationsstufe, das heißt der luftgekühlte Kondensator, ausschließlich dephlegmatorisch geschaltet ist, da ein bei Dampfkraftprozessen ohnehin erforderlicher Entgaser als zweite Kondensationsstufe zur Kondensation des Überschussdampfs genutzt werden kann. Der Aufbau des luftgekühlten Kondensators wird dadurch vereinfacht. Selbstverständlich ist das erfindungsgemäße Verfahren auch bei Kondensatoren anwendbar, die sowohl kondensatorisch als auch dephlegmatorisch geschaltete Wärmetauschelemente aufweisen.at the method according to the invention it is sufficient if the first condensation stage, that is the air-cooled condenser, exclusively is switched dephlegmatorisch, as one in steam power processes Any required degasser as a second condensation stage for Condensation of the excess vapor can be used. The structure of the air-cooled condenser is characterized simplified. Of course is the inventive method also applicable to capacitors that are both condensed as also have dephlegmatorisch switched heat exchange elements.

Bei vollständig dephlegmatorisch geschalteten Kondensatoren wird bereits ein hoher Anteil des Abdampfes der Turbine kondensiert. Dennoch stellt sich der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom aus thermodynamischen Gründen selbsttätig so ein, dass ein hinreichender Volumenstrom im Entgaser zur Verfügung steht. Bei der dephlegmatorisch Schaltung der Kondensatoren wird der Turbinenabdampfstrom gewissermaßen über den Kondensator zu dem Entgaser durchgeleitet und tritt als Teildampfstrom aus. Sollte der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom unter bestimmten Umständen nicht ausreichen, um das kältere Zusatzspeisewasser hinreichend zu erwärmen, ist es möglich, dass ein weiterer Teildampfstrom des Turbinenabdampfstroms direkt, d.h. ohne den Weg über den Kondensator zugeführt wird. Ein erhöhter Wärmebedarf innerhalb des Entgasers besteht insbesondere dann, wenn größere Mengen aufbereiteten Zusatzspeisewassers in den Stoffkreislauf gegeben werden. Da das Zusatzspeisewasser regelmäßig eine deutlich niedrigere Temperatur als das Kondensat besitzt, wirkt es sich auch hier vorteilhaft auf die Energiebilanz eines Kondensationskraftwerks aus, wenn der Teilabdampfstrom aus dem Kondensator dazu genutzt wird, das Zusatzspeisewasser zu entgasen oder zumindest thermisch zur Entgasung beizutragen.at Completely dephlegmatorisch switched capacitors is already a high Proportion of the exhaust steam of the turbine condenses. Nevertheless, it turns the emerging from the condenser partial steam flow of thermodynamic establish automatic so that a sufficient volume flow in the degasser is available. In the dephlegmatorisch circuit of the capacitors of the turbine exhaust steam flow in a sense, over the Condenser passed to the degasser and enters as a partial steam flow out. If the emerging from the condenser partial steam flow under certain circumstances not enough to the colder To adequately heat additional feed water, it is possible that another partial steam flow of the turbine effluent stream directly, i. without the way over fed to the capacitor becomes. An elevated one heat demand inside the degasser is especially if larger quantities recycled additional feed water into the material cycle become. Since the additional feed water regularly a much lower Temperature than the condensate, it also has an advantageous effect here on the energy balance of a condensing power plant when the Teilabdampfstrom from the condenser is used, the additional feed water degasify or at least contribute thermally to the degassing.

Die Entgasung des Zusatzspeisewassers erfolgt in allererster Linie, vorzugsweise ausschließlich, in dem dafür vorgesehenen Entgaser. Aufgrund der Erwärmung des Kondensatstroms in der Kondensataufwärmstufe können auch hier prozessbedingt Gase entweichen, allerdings ist das erwärmte Kondensat sehr arm an Inertgasen, so dass innerhalb der Kondensataufwärmstufe nur geringe Gasmengen anfallen. Die Gase können ebenso wie bei einem Dephlegmator und wie bei einem Entgaser durch eine Absaugung entfernt werden.The Degassing of the additional feedwater is first and foremost, preferably exclusively, in the for that provided degasser. Due to the heating of the condensate flow in the condensate warm-up stage can Here too, process-related gases escape, but the heated condensate is very poor on inert gases, so that within the condensate warm-up stage only small amounts of gas accumulate. The gases can be just like a dephlegmator and be removed by suction, as in a degasser.

Sollte festgestellt werden, dass durch die Luftabsaugung aus dem Entgaser noch Überschussdampf abgesaugt wird ist es in einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung möglich, diesen Überschussdampf ebenfalls durch Zusatzwasser zu kondensieren. Auch hierdurch wird das Zusatzwasser erwärmt.Should be determined that by the air extraction from the degasser still sucked off excess vapor It is possible in an advantageous development of the invention, this excess steam also to condense by adding water. This also makes the make-up water heated.

Das erwärmte Zusatzspeisewasser aus dem Entgaser wird vorzugsweise ebenfalls der Kondensataufwärmstufe zugeführt, so dass das Zusatzspeisewasser in zwei Stufen erwärmt wird. Der Kondensatstrom aus dem Kondensator reicht zwar aus, um einen Teil des Turbinenabdampfstroms zu kondensieren, eine vollständige Kondensation des aus dem Kondensator austretenden Teildampfstroms ist jedoch aus Gründen der Energiebilanz praktisch nicht möglich. Eine Kondensation des Teildampfstroms kann durch eine hinreichende Menge kälteren Zusatzspeisewassers in jedem Fall sichergestellt werden.The heated additional feed water from the degasifier is preferably also supplied to the condensate warm-up stage, so that the additional feed water is heated in two stages. Although the condensate stream from the condenser is sufficient to condense a portion of the turbine effluent stream, it is a complete one However, due to the energy balance, it is practically impossible to condense the partial vapor stream emerging from the condenser. A condensation of the partial steam flow can be ensured by a sufficient amount of colder additional feed water in each case.

Um den Wärmeübergang innerhalb der Kondensataufwärmstufe zu verbessern, ist vorgesehen, das Kondensat in Tropfenform mit dem Turbinenabdampfstrom in Kontakt zu bringen. Dies kann dadurch geschehen, dass das Kondensat über Formkörper geleitet wird und im Gegenstromverfahren mit dem Turbinenabdampfstrom in Kontakt gebracht wird. Hierzu können die Formkörper kaskadenförmig angeordnet sein. Grundsätzlich ist auch eine kaskadenartige Anordnung von Blechen ohne Verwendung von Formkörpern denkbar. Entscheidend ist die Optimierung des Wärmeübergangs vom Turbinenabdampfstrom auf das unterkühlte Kondensat. In diesem Zusammenhang wird es als besonders zweckmäßig angesehen, das Kondensat zur Tropfenbildung zu zerstäuben. Das Kondensat kann also mittels Düsen in die Kondensataufwärmstufe eingebracht werden. Die Tropfen unterkühlten Kondensats bilden innerhalb der Kondensataufwärmstufe Kondensationskeime niedriger Temperatur, wodurch die Kondensierung des Turbinenabdampfstroms beschleunigt wird, während gleichzeitig die Temperatur des Kondensats energetisch günstig angehoben wird.Around the heat transfer within the condensate warm-up stage it is intended to improve the condensate in the form of drops to contact the turbine effluent stream. This can be done happen that the condensate over moldings is passed and in countercurrent process with the turbine exhaust steam is brought into contact. For this purpose, the shaped bodies can be arranged in cascade be. in principle is also a cascading arrangement of sheets without use of moldings conceivable. The decisive factor is the optimization of the heat transfer from the turbine exhaust steam flow on the undercooled Condensate. In this context, it is considered particularly appropriate to atomise the condensate for dripping. So the condensate can by means of nozzles into the condensate warm-up stage be introduced. The drops of supercooled condensate form within the condensate warm-up stage Condensation nuclei low temperature, causing condensation turbine exhaust steam flow is accelerated while at the same time the temperature the condensate energetically favorable is raised.

Die Erfindung wird nachfolgend anhand der in den Figuren schematisch dargestellten Ausführungsbeispiele näher erläutert.The The invention is described below with reference to the figures in the figures illustrated embodiments explained in more detail.

Die 1 zeigt einen stark vereinfachten Dampfkraftprozess eines Wärmekraftwerks, bei welchem aus einer Turbine 1 über eine Leitung ein Turbinenabdampfstrom 2 einem Kondensator 3 zugeführt wird. Bei dem Kondensator 3 handelt es sich um einen luftgekühlten Kondensator mit kondensatorisch geschalteten Wärmetauscherelementen 4 als auch dephlegmatorisch geschalteten Wärmetauscherelementen 5. Ein Großteil des Turbinenabdampfstroms kondensiert innerhalb des Kondensators 3.The 1 shows a highly simplified steam power process of a thermal power plant, in which a turbine 1 via a line a Turbineabdampfstrom 2 a capacitor 3 is supplied. At the condenser 3 it is an air-cooled condenser with condensing heat exchanger elements 4 as well as dephlegmatorisch switched heat exchanger elements 5 , Much of the turbine effluent stream condenses within the condenser 3 ,

Das gewonnene Kondensat K wird von dem Kondensator 3 ausgehend einer Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt, innerhalb welcher das unterkühlte Kondensat K mit dem Turbinenabdampfstrom 2 in Kontakt gelangt. Das Kondensat K wird erhitzt, so dass bereits vor Eintritt des Turbinenabdampfstroms K in den Kondensator 3 über die Leitung 7 ein Teildampfstrom des Turbinenabdampfstroms 2 kondensiert und als Teil des Kondensats K3 unmittelbar in den Stoffkreislauf zurückgeführt wird.The recovered condensate K is from the condenser 3 starting from a condensate warm-up stage 6 supplied, within which the supercooled condensate K with the turbine exhaust steam 2 got in contact. The condensate K is heated, so that even before the entrance of the turbine exhaust steam flow K into the condenser 3 over the line 7 a partial steam flow of the turbine waste steam stream 2 condensed and returned as part of the condensate K3 directly into the material cycle.

Des Weiteren ist ein Entgaser 8 vorgesehen, welchem ein aus dem Kondensator 3 austretender Teildampfstrom T zugeführt wird. Der Teildampfstrom T wird durch Zuführung kälteren Zusatzspeisewassers W kondensiert. Hierbei wird das Zusatzspeisewasser W erhitzt und gleichzeitig entgast. Der Entgaser 8 dient gewissermaßen als nachgeschaltete zweite Kondensationsstufe. Das Kondensat K1 aus dem Entgaser 8 wird der Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt, in welchem die Unterkühlung der Kondensate K, K1 zur Kondensation eines Teils des Turbinenabdampfstroms 2 genutzt wird.Furthermore, a degasser 8th provided, which one from the capacitor 3 exiting partial steam flow T is supplied. The partial steam flow T is condensed by supplying colder additional feed water W. In this case, the additional feed water W is heated and degassed at the same time. The degasser 8th serves as a sort of downstream second condensation stage. The condensate K1 from the degasser 8th becomes the condensate warm-up stage 6 in which the subcooling of the condensates K, K1 for condensing a part of the turbine exhaust steam flow 2 is being used.

Das Ausführungsbeispiel der 2 unterscheidet sich von demjenigen der 1 primär dadurch, dass der Kondensator 9 ausschließlich dephlegmatorisch geschaltet ist. Dies ist an dem Dampfeintritt am unteren Randbereich des Kondensators 9 zu erkennen.The embodiment of 2 is different from the one of 1 primarily by the fact that the capacitor 9 is switched only dephlegmatorisch. This is due to the vapor entry at the bottom of the condenser 9 to recognize.

Ein weiterer Unterschied ist, dass neben dem Entgaser 8 auch als zweite Kondensationsstufe ein Überschussdampfkondensator 11 vorgesehen ist. Der Überschussdampfkondensator 11 dient dazu, Überschussdampf T2, welcher schon stark mit Inertgasen aus dem Kondensator 9 angereichert ist, vollständig zu kondensieren und zwar durch Zusatzspeisewasser W. Das hat den Effekt, dass sich das Zusatzspeisewasser W erwärmt und sich mit dem Kondensat aus dem Überschussdampf vermischt. Das Gemisch wird als Kondensatstrom K2 der Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt.Another difference is that in addition to the degasser 8th as a second condensation stage, an excess steam condenser 11 is provided. The excess steam condenser 11 serves to excess vapor T2, which is already strong with inert gases from the condenser 9 is enriched to completely condense by adding feed water W. This has the effect that the additional feed water W heats up and mixes with the condensate from the excess steam. The mixture is called the condensate flow K2 condensate warm-up stage 6 fed.

Bei beiden Ausführungsbeispielen ist eine Luftabsaugung 10 vorgesehen, um Gase aus dem Stoffstrom zu entfernen. Die Luftabsaugung 10 ist sowohl an den ausschließlich dephlegmatorisch geschalteten Kondensator 9 bzw. die dephlegmatorisch geschalteten Wärmetauscherelemente 5, als auch an die Kondensataufwärmstufe 6 sowie an den Entgaser 8 bzw. den Überschussdampfkondensator 11 angeschlossen. Das gesamte Kondensat K3 wird in nicht näher dargestellter Weise einem Kondensatsammeltank zugeführt.In both embodiments is an air extraction 10 provided to remove gases from the stream. The air extraction 10 is both to the exclusively dephlegmatorisch switched capacitor 9 or the dephlegmatorily connected heat exchanger elements 5 , as well as to the condensate warm-up stage 6 as well as to the degasser 8th or the excess steam condenser 11 connected. The entire condensate K3 is fed in a manner not shown a condensate collection tank.

3 zeigt die errechnete Veränderung des thermischen Wirkungsgrads des Prozesses (in %), aufgetragen über die Kondensatunterkühlung (in K). Grundlage für die in diesem Diagramm angegebenen Werte ist eine Berechnung nach der Formel ηth = P/(Qin + ΔQin), wobei mit ηth der Wirkungsgrad, mit P die Turbinenleistung, mit Qin die Wärmeeinspeisung und mit ΔQin die Zusatzwärme für die Kondensataufwärmung bezeichnet ist. Bei einem 600 MW Kraftwerk ergeben sich folgende Werte:

Figure 00090001
3 shows the calculated change of the thermal efficiency of the process (in%), plotted by condensate supercooling (in K). The basis for the values given in this diagram is a calculation according to the formula ηth = P / (Qin + ΔQin), where with ηth the efficiency, with P the Turbi with Qin the heat input and with ΔQin the additional heat for condensate heating is designated. For a 600 MW power plant, the following values result:
Figure 00090001

Folgende Parameter sind bei dieser Berechnung konstant: Turbinenleistung 600 MW, Abdampfmassenstrom 369 kg/s, Abdampfenthalpie 2330 kJ/kg, Abdampfdruck 7 kPa, Sattdampftemperatur 39°C, Wärmeeinspeisung 1400,26 MW. Der Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens kommt dadurch zum Ausdruck, dass die Unterkühlung des Kondensats stark reduziert werden kann, was sich in der Verbesserung des Wirkungsgrads auswirkt.The following Parameters are constant in this calculation: turbine power 600 MW, exhaust steam mass flow 369 kg / s, exhaust steam enthalpy 2330 kJ / kg, Abdampfdruck 7 kPa, saturated steam temperature 39 ° C, heat input 1400.26 MW. The advantage of the method according to the invention is expressed by the fact that the supercooling of the condensate is strong can be reduced, resulting in the improvement of the efficiency effect.

11
Turbineturbine
22
Turbinenabdampfstromturbine exhaust steam
33
Kondensatorcapacitor
44
kondensatorisch geschaltetes Wärmetauscherelementcondensers switched heat exchanger element
55
dephlegmatorisch geschaltetes Wärmetauscherelementdephlegmator switched heat exchanger element
66
KondensataufwärmstufeCondensate heating stage
77
Leitungmanagement
88th
Entgaserdegasser
99
Kondensatorcapacitor
1010
Luftabsaugungair extraction
1111
ÜberschussdampfkondensatorExcess steam condenser
KK
Kondensatcondensate
K1K1
Kondensatcondensate
K2K2
Kondensatcondensate
K3K3
Kondensatcondensate
TT
TeildampfstromPartial steam flow
T1T1
TeildampfstromPartial steam flow
T2T2
ÜberschussdampfExcess steam
WW
ZusatzspeisewasserAdditional feed water

Claims (7)

Kondensationsverfahren, bei welchem Wasser einem einer Turbine (1) eines Kondensationskraftwerks vorgeschalteten Verdampfer zugeführt wird, wobei der Turbinenabdampfstrom (2) zur Kondensation einem luftgekühlten Kondensator (3, 9) zugeführt wird, dadurch gekennzeichnet, dass der im Kondensator (3, 9) gewonnene Kondensatstrom (K) vor der Einleitung in einen Kondensatsammeltank in einer Kondensataufwärmstufe (6) erwärmt wird, wobei die Erwärmung des Kondensatstroms (K) innerhalb der Kondensataufwärmstufe (6) durch einen Turbinenabdampfstrom (2) erfolgt und wobei ein aus dem Kondensator (3, 9) austretender Teildamfstrom (T, T1) einem Entgaser (8) zugeführt wird, in welchem kälteres Zusatzspeisewasser (W) durch den Teildampfstrom (T, T1) erwärmt wird.Condensation process in which water is a turbine ( 1 ) is supplied to a condensation power plant upstream evaporator, the turbine exhaust steam flow ( 2 ) for condensing an air-cooled condenser ( 3 . 9 ), characterized in that in the capacitor ( 3 . 9 ) recovered condensate stream (K) prior to introduction into a condensate collection tank in a condensate warm-up stage ( 6 ), wherein the heating of the condensate stream (K) within the condensate warm-up stage ( 6 ) by a turbine effluent stream ( 2 ) and wherein one of the capacitor ( 3 . 9 ) leaving Teildamfstrom (T, T1) a degasser ( 8th ), in which colder additional feed water (W) is heated by the partial steam flow (T, T1). Kondensationsverfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der luftgekühlte Kondensator (9) dephlegmatorisch geschaltet ist.Condensation process according to claim 1, characterized in that the air-cooled condenser ( 9 ) is switched dephlegmatorisch. Kondensationsverfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der luftgekühlte Kondensator (3) sowohl kondensatorisch geschaltete als auch dephlegmatorisch geschaltete Wärmetauschelemente (4, 5) aufweist.Condensation process according to claim 1, characterized in that the air-cooled condenser ( 3 ) both condensed and dephlegmatorisch switched heat exchange elements ( 4 . 5 ) having. Kondensationsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) in der Kondensatvorwärmstufe (5) in Tropfenform mit dem Turbinenabdampfstrom (2) in Kontakt gebracht wird.Condensation process according to one of claims 1 to 3, characterized in that the condensate (K, K1) in the condensate preheating stage ( 5 ) in droplet form with the turbine effluent stream ( 2 ) is brought into contact. Kondensationsverfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) zur Tropfenbildung über Formkörper geleitet wird.Condensation process according to claim 4, characterized in that that the condensate (K, K1) is passed over shaped bodies for droplet formation. Kondensationsverfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Formkörper kaskadenartig angeordnet sind.Condensation process according to claim 5, characterized in that that the shaped body are arranged in a cascade. Kondensationsverfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) zur Tropfenbildung zerstäubt wird.Condensation process according to claim 4, characterized in that that the condensate (K, K1) is atomized to form droplets.
DE102005040380A 2005-08-25 2005-08-25 Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage Expired - Fee Related DE102005040380B3 (en)

Priority Applications (19)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102005040380A DE102005040380B3 (en) 2005-08-25 2005-08-25 Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage
JP2008527295A JP4542187B2 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
AU2006284266A AU2006284266B2 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
ES06761709T ES2324798T3 (en) 2005-08-25 2006-06-27 CONDENSATION PROCEDURE
RU2007134111/06A RU2355895C1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
KR1020077028898A KR20080016628A (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
MX2007010783A MX2007010783A (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method.
CNA2006800051929A CN101208498A (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
PCT/DE2006/001097 WO2007022738A1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
DE502006003341T DE502006003341D1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 CONDENSATION PROCESS
EP06761709A EP1917422B1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
CA002610872A CA2610872A1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
US12/063,175 US20100132362A1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
AP2007004105A AP2007004105A0 (en) 2005-08-25 2006-06-27 Condensation method
AT06761709T ATE427413T1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 CONDENSATION PROCESS
TNP2007000284A TNSN07284A1 (en) 2005-08-25 2007-07-20 Condensation method
MA30503A MA29562B1 (en) 2005-08-25 2007-12-24 CONDENSATION PROCESS
IL189649A IL189649A0 (en) 2005-08-25 2008-02-21 Condensation method
ZA200801846A ZA200801846B (en) 2005-08-25 2008-02-26 Condensation method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102005040380A DE102005040380B3 (en) 2005-08-25 2005-08-25 Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
DE102005040380B3 true DE102005040380B3 (en) 2006-07-27

Family

ID=36650820

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE102005040380A Expired - Fee Related DE102005040380B3 (en) 2005-08-25 2005-08-25 Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage
DE502006003341T Active DE502006003341D1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 CONDENSATION PROCESS

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE502006003341T Active DE502006003341D1 (en) 2005-08-25 2006-06-27 CONDENSATION PROCESS

Country Status (18)

Country Link
US (1) US20100132362A1 (en)
EP (1) EP1917422B1 (en)
JP (1) JP4542187B2 (en)
KR (1) KR20080016628A (en)
CN (1) CN101208498A (en)
AP (1) AP2007004105A0 (en)
AT (1) ATE427413T1 (en)
AU (1) AU2006284266B2 (en)
CA (1) CA2610872A1 (en)
DE (2) DE102005040380B3 (en)
ES (1) ES2324798T3 (en)
IL (1) IL189649A0 (en)
MA (1) MA29562B1 (en)
MX (1) MX2007010783A (en)
RU (1) RU2355895C1 (en)
TN (1) TNSN07284A1 (en)
WO (1) WO2007022738A1 (en)
ZA (1) ZA200801846B (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015000536A1 (en) * 2013-07-05 2015-01-08 Siemens Aktiengesellschaft Method for preheating feed water in steam power plants, with process steam outcoupling

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2871335A1 (en) 2013-11-08 2015-05-13 Siemens Aktiengesellschaft Module for the condensation of water vapour and for cooling turbine waste water

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4905474A (en) * 1988-06-13 1990-03-06 Larinoff Michael W Air-cooled vacuum steam condenser
DE10333009B3 (en) * 2003-07-18 2004-08-19 Gea Energietechnik Gmbh Steam condensation device for steam turbine power generation plant uses cooling tower with natural air draught with upper condensers above cooling units supplied with heated cooling water from surface condenser

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3040528A (en) * 1959-03-22 1962-06-26 Tabor Harry Zvi Vapor turbines
DE2257369A1 (en) * 1972-11-23 1974-05-30 Deggendorfer Werft Eisenbau CONDENSER SYSTEM
WO1990007633A1 (en) * 1989-01-06 1990-07-12 Birwelco Limited Steam condensing apparatus
US5165237A (en) * 1991-03-08 1992-11-24 Graham Corporation Method and apparatus for maintaining a required temperature differential in vacuum deaerators
DE19549139A1 (en) * 1995-12-29 1997-07-03 Asea Brown Boveri Process and apparatus arrangement for heating and multi-stage degassing of water
US5765629A (en) * 1996-04-10 1998-06-16 Hudson Products Corporation Steam condensing apparatus with freeze-protected vent condenser
DE19810580A1 (en) * 1998-03-11 1999-09-16 Siemens Ag Steam inlet valve arrangement for steam turbine plant
US6531206B2 (en) * 2001-02-07 2003-03-11 3M Innovative Properties Company Microstructured surface film assembly for liquid acquisition and transport
JP4155916B2 (en) * 2003-12-11 2008-09-24 大阪瓦斯株式会社 Waste heat recovery system

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4905474A (en) * 1988-06-13 1990-03-06 Larinoff Michael W Air-cooled vacuum steam condenser
DE10333009B3 (en) * 2003-07-18 2004-08-19 Gea Energietechnik Gmbh Steam condensation device for steam turbine power generation plant uses cooling tower with natural air draught with upper condensers above cooling units supplied with heated cooling water from surface condenser

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015000536A1 (en) * 2013-07-05 2015-01-08 Siemens Aktiengesellschaft Method for preheating feed water in steam power plants, with process steam outcoupling
RU2631182C2 (en) * 2013-07-05 2017-09-19 Сименс Акциенгезелльшафт Process of fresh water preliminary heating in steam-turbine power plants with process steam vent
US9890948B2 (en) 2013-07-05 2018-02-13 Siemens Aktiengesellschaft Method for preheating feed water in steam power plants, with process steam outcoupling

Also Published As

Publication number Publication date
JP2009506244A (en) 2009-02-12
JP4542187B2 (en) 2010-09-08
CN101208498A (en) 2008-06-25
CA2610872A1 (en) 2007-03-01
ES2324798T3 (en) 2009-08-14
AU2006284266A1 (en) 2007-03-01
MX2007010783A (en) 2007-11-07
DE502006003341D1 (en) 2009-05-14
WO2007022738A1 (en) 2007-03-01
AU2006284266B2 (en) 2009-07-23
TNSN07284A1 (en) 2008-12-31
AP2007004105A0 (en) 2007-08-31
ATE427413T1 (en) 2009-04-15
US20100132362A1 (en) 2010-06-03
IL189649A0 (en) 2008-06-05
RU2355895C1 (en) 2009-05-20
ZA200801846B (en) 2010-06-30
MA29562B1 (en) 2008-06-02
EP1917422B1 (en) 2009-04-01
KR20080016628A (en) 2008-02-21
EP1917422A1 (en) 2008-05-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2382028B1 (en) Method for separating carbon dioxide from an exhaust gas of a fossil fired power plant
DE2920270C2 (en) Process for generating oxygen
DE3734292A1 (en) METHOD AND ARRANGEMENT FOR CONDENSING COMBUSTION GASES
DE102007017613A1 (en) Method and device for the treatment of liquids
EP1602401B2 (en) Method and apparatus for partial condensation which is poor in aerosols
DE102012013414A1 (en) Method and device for converting energy
DE10330859A1 (en) Operating emission-free gas turbine power plant involves feeding some compressed circulated gas directly to combustion chamber, cooling/humidifying some gas before feeding to combustion chamber
DE2937025A1 (en) DEVICE FOR EXHAUSTING HEAT FROM EVAPORATION
DE1805652C3 (en) Process for obtaining fresh water from an aqueous salt solution and device for carrying out the process
DE102004012293A1 (en) Process and plant for the production of sulfuric acid
DE2951557C2 (en) Method for operating a thermal material separation process with integrated heat recovery and device for carrying out the method
DE3014163A1 (en) DEVICE AND METHOD FOR COOLING AND / OR CONDENSING A HOT FLUID FLOW
DE102005040380B3 (en) Water vapor/exhaust steam condensation method for thermal power plant, involves supplying steam flow from condenser to deaerator in which feed water is heated by partial steam flow, parallel to heating of condensate in warming stage
DE102009007193A1 (en) Purifying salt-containing water using hot exhaust gases of combustion device of gas-turbine power plant, comprises partially evaporating the water to be cleaned with exhaust gas by direct heat transfer and then removing droplets of steam
DE102013210425A1 (en) Plant and process for treating water
DE2535489B2 (en) METHOD AND DEVICE FOR DISCONNECTING A LOW-BOILING GAS MIXTURE
DE102016214019A1 (en) Device for separating product water from contaminated raw water and method for operating this device
EP1674140A1 (en) Process and device for partial condensation
DE102012211862A1 (en) Process for the production of water from the exhaust gas stream of a gas turbine plant
EP1703201B1 (en) Process for heat transfer
DE2648576C2 (en) Gas-steam turbine plant
DE102019105353B4 (en) Process for processing liquids containing ammonia and system for carrying out the process
DE3526680A1 (en) SULFUR CONDENSER AND Degasser
DE3323120C2 (en) Process and system for deodorising and / or deacidifying cocoa butter and cocoa butter substitutes
DE2313800C3 (en) Device for the treatment of contaminated water

Legal Events

Date Code Title Description
8100 Publication of patent without earlier publication of application
8364 No opposition during term of opposition
R119 Application deemed withdrawn, or ip right lapsed, due to non-payment of renewal fee

Effective date: 20110301