DE19616178A1 - Supply and release of high steam pressure to steam turbine electricity generator - using dual boilers, pressure reduction units and control circuits passing signals to regulators - Google Patents

Supply and release of high steam pressure to steam turbine electricity generator - using dual boilers, pressure reduction units and control circuits passing signals to regulators

Info

Publication number
DE19616178A1
DE19616178A1 DE1996116178 DE19616178A DE19616178A1 DE 19616178 A1 DE19616178 A1 DE 19616178A1 DE 1996116178 DE1996116178 DE 1996116178 DE 19616178 A DE19616178 A DE 19616178A DE 19616178 A1 DE19616178 A1 DE 19616178A1
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
steam
pressure
high pressure
supply
pressure reducing
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.)
Granted
Application number
DE1996116178
Other languages
German (de)
Other versions
DE19616178C2 (en
Inventor
Horst Dipl Ing Gaidetzka
Ralf Dipl Ing Kirsch
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.)
Vattenfall Europe Generation AG and Co KG
Original Assignee
VEAG Vereinigte Energiewerke AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by VEAG Vereinigte Energiewerke AG filed Critical VEAG Vereinigte Energiewerke AG
Priority to DE19616178A priority Critical patent/DE19616178C2/en
Publication of DE19616178A1 publication Critical patent/DE19616178A1/en
Application granted granted Critical
Publication of DE19616178C2 publication Critical patent/DE19616178C2/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/165—Controlling means specially adapted therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

The generator is supplied with fresh steam by an arrangement of two boilers with separate control systems. If the steam supply from one boiler falls below a preset nominal value, the boiler is shut down and the other takes over the supply. The dual system comprises two boilers (1,2) which supply the high pressure side of the turbine (5) through gate valves (23,24) and pipes (3,4.10), high pressure reduction stations (6,7) and gauges (8,9). Pressure may be released through pipes (21,22). The pressure reduction units are provided with control units (15,16) passing signals to regulators (11,12) according to impulses (17,18, 19,20) related to charging, discharging and ending the discharge of fresh steam.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Auf- und Ablasten des Hochdruckteiles einer mit einem Duo-Dampfkesselblock be­ triebenen Dampfturbine.The invention relates to a method for loading and unloading of the high pressure part one with a duo steam boiler block powered steam turbine.

Die Dampfturbine ist über mit Hochdruckreduzierstationen ver­ sehenen Frischdampfleitungen mit den Dampfkesseln des Duo- Dampfkesselblocks verbunden. In den Frischdampfleitungen sind nach Dampfkessel und vor Turbosatz Hochdruckreduzierstationen sowie vor und nach Hochdruckreduzierstationen Meßblenden zur Messung der Frischdampfmengen eingebunden. Die Messung der Frischdampfmengen vor Turbosatz dient der Verstellung der Hochdruckreduzierstationen zum Zwecke des Auflastens sowie Ablastens des Hochdruckteiles der Dampfturbine sowie für das Beenden des Ablastvorganges bezogen auf den jeweiligen Dampf­ kessel. Beim Auflasten werden die Hochdruckreduzierstationen über die Messung der Frischdampfmenge mit einer Schließge­ schwindigkeit von 30 t/h je Minute geschlossen. Mit Erreichen des Nenndruckes werden diese mit einer Schließgeschwindigkeit von 25 t/h je Minute geschlossen. Danach sind die Koppelpara­ meter für den bisher nicht mit dem Turbosatz verbundenen Dampfkessel erreicht und der Hochdruckteil der Dampfturbine mit Frischdampf dieses Dampfkessels beaufschlagt. Das Abla­ sten des Hochdruckteiles der Dampfturbine erfolgt durch öff­ nen der Hochdruckreduzierstationen mit einer eingestellten Öffnungsgeschwindigkeit von 25 t/h je Minute, wobei der Ab­ lastvorgang beendet ist, wenn eine Frischdampfmenge vor Tur­ bosatz erreicht ist, die nur noch ± 5% der erzeugten Frisch­ dampfmenge des außer Betrieb zu nehmenden Dampfkessels ent­ spricht (DD 2 09 497, 2 76 119, DD 2 88 196). The steam turbine is equipped with high pressure reducing stations fresh steam lines with the steam boilers of the duo Boiler blocks connected. Are in the live steam lines after steam boiler and before turbo set high pressure reducing stations as well as before and after high pressure reducing stations Measurement of live steam quantities integrated. The measurement of Fresh steam quantities in front of the turbo set are used to adjust the High pressure reducing stations for the purpose of loading as well Discharge of the high pressure part of the steam turbine and for that End the discharge process based on the respective steam boiler. The high-pressure reducing stations are used when loading about measuring the amount of live steam with a lock closed at a speed of 30 t / h per minute. With reaching of the nominal pressure, these are at a closing speed closed from 25 t / h per minute. After that are the paddock pair meter for the one not previously connected to the turbo set Steam boiler reached and the high pressure part of the steam turbine with live steam from this steam boiler. The Abla Most of the high pressure part of the steam turbine is done by opening high pressure reducing stations with a set one Opening speed of 25 t / h per minute, the Ab load process is finished when a fresh steam quantity before door bosatz is reached, which is only ± 5% of the fresh produced amount of steam from the steam boiler to be taken out of operation speaks (DD 2 09 497, 2 76 119, DD 2 88 196).  

Da Meßblenden druckverlustbehaftet sind, tritt ein zusätzli­ cher Druckverlust in den Frischdampfleitungen ein (DE 43 40 340). Dieser Druckverlust muß von den Speisepumpen des Dampfkessels aufgebracht werden.Since measuring orifices are subject to pressure loss, an additional pressure loss in the live steam lines (DE 43 40 340). This pressure loss must come from the feed pumps of the steam boiler.

Darüber hinaus sind die Meßblenden verschleißbehaftet, so daß große Meßtoleranzen eintreten. Damit entsprechen Beginn und Ende der Schließ- und Öffnungsvorgänge an den Hochdruck­ reduzierstationen nicht den tatsächlichen und notwendigen Bedingungen. Dadurch treten erhebliche energetische Verluste auf. Außerdem sind nach kurzer Betriebszeit die Meßblenden auszuwechseln.In addition, the orifice plates are subject to wear, so that large measurement tolerances occur. This corresponds to the beginning and end of the closing and opening operations to the high pressure reducing stations not the actual and necessary Conditions. This causes considerable energy losses on. In addition, the orifice plates are after a short period of operation to replace.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, die Meßblende zur Frischdampfmengenmessung vor Turbosatz in Wegfall zu bringen und als Verstellgröße für die Hochdruckreduzierstationen ei­ nen Ersatzwert zu finden.The invention has for its object to the orifice Remove live steam quantity measurement before the turbo set and as an adjustment variable for the high pressure reducing stations to find a replacement value.

Dies wird dadurch erreicht, daß erfindungsgemäß beim Auf­ lasten die Hochdruckreduzierstationen bei einem Frischdampf­ druck kleiner dem Frischdampfnenndruck mit einer Schließge­ schwindigkeit in einem Bereich von 2,5 bis 4,0%/min sowie bei einem Frischdampfdruck gleich dem Frischdampfnenndruck mit einer Schließgeschwindigkeit in einem Bereich von 2,0 bis 3,0 %/min geschlossen und beim Ablasten die Hochdruckreduziersta­ tionen mit einer Öffnungsgeschwindigkeit in einem Bereich von 2,0 bis 3,0%/min geöffnet werden sowie das Ablasten unter Zuhilfenahme eines Ersatzwertes, nämlichThis is achieved in that according to the invention when opening the high-pressure reducing stations with live steam pressure lower than the live steam nominal pressure with a closing lever speed in a range of 2.5 to 4.0% / min as well as at a live steam pressure equal to the live steam nominal pressure a closing speed in a range of 2.0 to 3.0 % / min closed and when relieving the high pressure reducing with an opening speed in a range of 2.0 to 3.0% / min are opened as well as the strain under Using a replacement value, namely

beendet wird, wobei der Öffnungsprozeß der Hochdruckreduzier­ station unterbrochen oder abgeschlossen wird, wenn ein Grenz­ wert für die lastabhängige Druckdifferenz zwischen dem Rad­ kammerdruck und dem Druck nach Hochdruckteil der Dampfturbine unterschritten wird.is terminated, the opening process of the high pressure reducer station is interrupted or completed when a border value for the load-dependent pressure difference between the wheel chamber pressure and the pressure after the high pressure part of the steam turbine is undercut.

Anhand eines Ausführungsbeispiels wird die Erfindung näher erläutert. Die dazugehörige Zeichnung zeigt:The invention will be explained in more detail using an exemplary embodiment explained. The accompanying drawing shows:

Fig. 1 Das Anlagenschema für den Duo-Dampfkesselblock und den 500 MW-Turbosatz (stark vereinfacht). Fig. 1 The system diagram for the duo steam boiler block and the 500 MW turbo set (greatly simplified).

Fig. 2 Das Diagramm der Generatorleistung als Funktion der Frischdampfmenge im Monobetrieb des einen Dampfkessels Fig. 2 The diagram of the generator power as a function of the amount of live steam in mono operation of a steam boiler

Der Duo-Dampfkesselblock weist die Dampfkessel 1; 2 auf (Fig. 1). Über die Frischdampfleitungen 3; 4 mit den Koppelschie­ bern 23; 24 und der Frischdampf-Koppelleitung 10 sind die Dampfkessel 1; 2 mit dem Hochdruckteil 5 der Dampfturbine verbunden. Die Frischdampfleitungen 3; 4 weisen die Hoch­ druckreduzierstationen 6; 7 und die Meßblenden 8; 9 auf. Mit­ tels der Umgehungsleitungen 21; 22 ist das Hochdruckteil 5 der Dampfturbine im An- und Abfahrprozeß umführbar, indem der abzuführende Dampf auf den Zwischenüberhitzer und den Konden­ sator geleitet wird. Die Hochdruckreduzierstationen 6; 7 sind mit den Stellantrieben 11; 12 versehen, die über die Signal­ leitungen 13; 14 mit den Steuergeräten 15; 16 verbunden sind. Die Steuergeräte 15; 16 sind mit den Steuerimpulsen 17; 18 für das Auflasten, mit dem Steuerimpuls 19 für das Ablasten und den Steuerimpuls 20 für das Beenden des Abla­ stens beaufschlagt.The duo steam boiler block has steam boiler 1 ; 2 on ( Fig. 1). Via the live steam lines 3 ; 4 with the coupling slide bern 23 ; 24 and the live steam coupling line 10 are the steam boilers 1 ; 2 connected to the high pressure part 5 of the steam turbine. The live steam lines 3 ; 4 have the high pressure reducing stations 6 ; 7 and the orifice plates 8 ; 9 on. With means of the bypass lines 21 ; 22 , the high-pressure part 5 of the steam turbine in the start-up and shutdown process can be carried out by the steam to be discharged is passed to the reheater and the condenser. The high pressure reducing stations 6 ; 7 are with the actuators 11 ; 12 provided, the lines 13 ; 14 with the control units 15 ; 16 are connected. The control units 15 ; 16 are with the control pulses 17 ; 18 for the loading, with the control pulse 19 for the loading and the control pulse 20 for the termination of the loading.

Die Wirkungsweise ist folgende:
Der Dampfkessel 2 ist in Betrieb und der Dampfkessel 1 soll angekoppelt werden. Diese Ankopplung erfolgt durch Auflasten des Dampfkessels 1. Nach Anregung des Befehls "Auflasten" schließt die Hochdruckreduzierstation 6 mit der vorgegebenen Schließgeschwindigkeit. Dabei beträgt die Schließgeschwindig­ keit 3,0%/min (Steuerimpuls 17), wenn der Frischdampfdruck kleiner dem Nenndruck beträgt. Entspricht der Frischdampf­ druck dem Nenndruck, so beträgt die Schließgeschwindigkeit 2,5%/min (Steuerimpuls 18). Mit Erreichen der Endlage "Zu" der Hochdruckreduzierstation 6 ist das Auflasten des Hoch­ druckteiles 5 der Dampfturbine beendet.The mode of action is as follows:
The steam boiler 2 is in operation and the steam boiler 1 is to be coupled. This coupling is done by loading the steam boiler 1 . After the "load" command has been initiated, the high-pressure reducing station 6 closes at the predetermined closing speed. The closing speed is 3.0% / min (control pulse 17 ) when the live steam pressure is less than the nominal pressure. If the live steam pressure corresponds to the nominal pressure, the closing speed is 2.5% / min (control impulse 18 ). When the end position "To" the high pressure reducing station 6 , the loading of the high pressure part 5 of the steam turbine is ended.

Dampfkessel 1; 2 sind in Betrieb. Der Dampfkessel 1 soll ab­ gekoppelt werden. Diese Abkopplung erfolgt durch Ablasten des Dampfkessels 1. Nach Anregung der Befehle "Ablasten" und "An­ stehen von Freigabekriterien zum Öffnen" führt die Hochdruck­ reduzierstation 6 mit der vorgegebenen Öffnungsgeschwindig­ keit von 2,5%/min (Steuerimpuls 19) bis zum Erreichen des Signals "Beenden des Ablastvorganges" auf.Steam boiler 1 ; 2 are in operation. The steam boiler 1 is to be coupled. This decoupling takes place by releasing the steam boiler 1 . After the commands "Relieve" and "There are release criteria for opening", the high-pressure reducing station 6 performs at the specified opening speed of 2.5% / min (control pulse 19 ) until the signal "End the releasing process" is reached.

Die Sollwerte der Öffnungs- und Schließgeschwindigkeit für das Auf- und Ablasten sind in der Leittechnik des Duo-Dampf­ kesselblockes einstellbar und sind der Stationskennlinie an­ paßbar, wobei die Druckdifferenz zwischen Radkammerdruck und Druck im Abdampfteil des Hochdruckteiles der Dampfturbine einen blocktypischen Mindestwert nicht unterschreiten darf. Die Druckdifferenz ist lastabhängig und ist als Kennlinie im Regelsystem für die Hochdruckreduzierstation eingegeben. Wird diese Kennlinie im Istwert unterschritten, so wird der Öff­ nungsvorgang der Hochdruckreduzierstation 6 gestoppt. Die Freigabe zum weiteren öffnen der Hochdruckreduzierstation 6 erfolgt beim Erreichen von Istwerten oberhalb der Kennlinie.The setpoints for the opening and closing speeds for loading and unloading can be set in the control system of the duo steam boiler block and can be adapted to the station characteristic, whereby the pressure difference between the wheel chamber pressure and the pressure in the exhaust steam section of the high-pressure section of the steam turbine must not fall below a typical block value. The pressure difference is load-dependent and is entered as a characteristic curve in the control system for the high-pressure reducing station. If the actual value falls below this characteristic curve, the opening process of the high-pressure reducing station 6 is stopped. The release for further opening of the high-pressure reducing station 6 takes place when actual values are reached above the characteristic curve.

Das Ablasten des Dampfkessels 1 ist beendet, wenn eine Frischdampfmenge vor Dampfturbine erreicht wird, die der er­ zeugten Dampfmenge des in Betrieb bleibenden Dampfkessels 2 entspricht. Da diese Dampfmenge vor Dampfturbine durch Weg­ fall der Meßblenden nach Hochdruckreduzierstationen 6; 7 und Dampfturbine nicht mehr meßbar ist, wird ein Ersatzwert ge­ bildet. Dieser Ersatzwert wird ermittelt, indem die Frisch­ dampfmenge des in Betrieb verbleibenden Dampfkessels 2 durch den spezifischen Dampfverbrauch der Dampfturbine im Monobe­ trieb geteilt und mit der elektrischen Leistung des Genera­ tors verglichen wird. Der spezifische Dampfverbrauch im Mono­ betrieb wird für jede Dampfturbine ermittelt und beträgt in der Regel zwischen 2,9 und 3,1. Dieser spezifische Dampfver­ brauch ist als Kennwert einstellbar. Ist die Generatorlei­ stung entsprechend der Frischdampfmenge nach dem in Betrieb verbleibenden Dampfkessel 2 erreicht, (Steuerimpuls 20), so wird der Ablastvorgang beendet. Das Abkoppeln des Dampf­ kessels 1 erfolgt durch Schließen des Koppelschiebers 23. Beispielsweise weist der Dampfkessel 1 eine Dampferzeugung von 500 t/h und der Dampfkessel 2 eine Dampferzeugung von 750 t/h auf. The discharge of the steam boiler 1 is complete when a fresh steam amount is reached in front of the steam turbine, which corresponds to the generated steam amount of the steam boiler 2 remaining in operation. Since this amount of steam in front of the steam turbine by way of the measuring orifices after high pressure reducing stations 6 ; 7 and steam turbine is no longer measurable, a substitute value is formed. This substitute value is determined by the fresh steam quantity of the steam boiler 2 remaining in operation divided by the specific steam consumption of the steam turbine in the monobe drive and compared with the electrical power of the generator. The specific steam consumption in mono operation is determined for each steam turbine and is usually between 2.9 and 3.1. This specific steam consumption can be set as a characteristic value. If the Generatorlei stung corresponding to the amount of live steam after the steam boiler 2 remaining in operation is reached (control pulse 20 ), the discharge process is ended. The steam boiler 1 is uncoupled by closing the coupling slide 23 . For example, the steam boiler 1 has a steam generation rate of 500 t / h and the steam boiler 2 has a steam generation rate of 750 t / h.

Der spezifische Dampfverbrauch beträgt für diese AnlageThe specific steam consumption for this system is

Soll der Dampfkessel 1 abgekoppelt werden, so erfolgt die vorgenannte Ablastung. Das Ablasten des Dampfkessels 1 wird beendet, wenn die elektrische Leistung des Generators als ErsatzwertIf the steam boiler 1 is to be uncoupled, the abovementioned loading takes place. The steam boiler 1 is stopped when the electrical power of the generator is replaced

beträgt (Fig. 2). Damit ist der Ablastvorgang sicher beendet.is ( Fig. 2). With this, the unloading process is safely ended.

Durch die Erfindung werden folgende Vorteile erreicht:The following advantages are achieved by the invention:

  • 1. Verbesserung des Umwandlungswirkungsgrades insgesamt.1. Improve overall conversion efficiency.
  • 2. Brennstoffeinsparungen infolge Verringerung des Bedarfs an Energie für die Speisepumpen.2. Fuel savings as a result of reduced demand of energy for the feed pumps.
  • 3. Verbesserung des Betriebsergebnisses durch die Erhöhung des Dampfaufkommens für das Mitteldruckteil der Dampf­ turbine.3. Improvement of the operating result through the increase of the steam volume for the medium pressure part of the steam turbine.
  • 4. Wegfall des Aufwandes für vier Meßblenden pro Duo-Dampf­ kesselblock.4. Elimination of the effort for four measuring orifices per duo steam boiler block.

BezugszeichenlisteReference list

 1 Dampfkessel
 2 Dampfkessel
 3 Frischdampfleitung
 4 Frischdampfleitung
 5 Hochdruckteil
 6 Hochdruckreduzierstation
 7 Hochdruckreduzierstation
 8 Meßblende
 9 Meßblende
10 Frischdampf-Koppelleitung
11 Stellantrieb
12 Stellantrieb
13 Signalleitung
14 Signalleitung
15 Steuergerät
16 Steuergerät
17 Steuerimpuls
18 Steuerimpuls
19 Steuerimpuls
20 Steuerimpuls
21 Umgehungsleitung
22 Umgehungsleitung
23 Koppelschieber
24 Koppelschieber 1 steam boiler
2 steam boilers
3 live steam line
4 live steam line
5 high pressure part
6 high pressure reducing station
7 high pressure reducing station
8 orifice plate
9 orifice plate
10 Live steam coupling line
11 actuator
12 actuator
13 signal line
14 signal line
15 control unit
16 control unit
17 control pulse
18 control pulse
19 control pulse
20 control pulse
21 Bypass line
22 Bypass line
23 coupling slide
24 coupling slides

Claims (1)

Verfahren zum Auf- und Ablasten des Hochdruckteiles einer mit einem Duo-Dampfkesselblock betriebenen Dampfturbine, wo­ bei beim Auflasten die Hochdruckreduzierstationen des in Be­ trieb zu nehmenden Dampfkessels mit einer vorgegebenen men­ genabhängigen Schließgeschwindigkeit geschlossen und beim Ablasten die Hochdruckreduzierstationen des außer Betrieb zu nehmenden Dampfkessels nach einem mengengeführten Signal ge­ öffnet werden, gekennzeichnet dadurch, daß beim Auflasten die Hochdruckreduzierstationen bei einem Frischdampfdruck kleiner dem Frischdampfnenndruck mit einer Schließgeschwindigkeit in einem Bereich von 2,5 bis 4,0%/min sowie bei einem Frischdampfdruck gleich dem Frischdampfnenn­ druck mit einer Schließgeschwindigkeit in einem Bereich von 2,0 bis 3,0%/min geschlossen und beim Ablasten die Hoch­ druckreduzierstationen mit einer Öffnungsgeschwindigkeit in einem Bereich von 2,0 bis 3,0%/min geöffnet werden sowie das Ablasten unter Zuhilfenahme eines Ersatzwertes, nämlich beendet wird, wobei der Öffnungsprozeß der Hochdruckreduzier­ station unterbrochen oder abgeschlossen wird, wenn ein Grenz­ wert für die lastabhängige Druckdifferenz zwischen dem Rad­ kammerdruck und dem Druck nach Hochdruckteil der Dampfturbine unterschritten wird.Method for loading and unloading the high pressure part of a steam turbine operated with a duo steam boiler block, where when loading the high pressure reducing stations of the steam boiler to be put into operation are closed with a predetermined quantity-dependent closing speed and when unloading the high pressure reducing stations of the steam boiler to be taken out of operation after one flow-guided signal ge opens, characterized in that when the high pressure reducing stations are loaded, the live steam pressure is less than the live steam nominal pressure with a closing speed in a range from 2.5 to 4.0% / min and at a live steam pressure is equal to the live steam nominal pressure with a closing speed in one Range from 2.0 to 3.0% / min closed and when releasing the high pressure reducing stations are opened with an opening speed in a range from 2.0 to 3.0% / min as well as releasing with the aid of a replacement value, namely is ended, the opening process of the high-pressure reducing station being interrupted or completed when a limit value for the load-dependent pressure difference between the wheel chamber pressure and the pressure after the high-pressure part of the steam turbine is undershot.
DE19616178A 1995-07-14 1996-04-12 Method for loading and unloading the high pressure part of a steam turbine operated with a duo steam boiler block Expired - Lifetime DE19616178C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19616178A DE19616178C2 (en) 1995-07-14 1996-04-12 Method for loading and unloading the high pressure part of a steam turbine operated with a duo steam boiler block

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19526796 1995-07-14
DE19616178A DE19616178C2 (en) 1995-07-14 1996-04-12 Method for loading and unloading the high pressure part of a steam turbine operated with a duo steam boiler block

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE19616178A1 true DE19616178A1 (en) 1997-01-16
DE19616178C2 DE19616178C2 (en) 1998-07-16

Family

ID=7767514

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE19616178A Expired - Lifetime DE19616178C2 (en) 1995-07-14 1996-04-12 Method for loading and unloading the high pressure part of a steam turbine operated with a duo steam boiler block

Country Status (1)

Country Link
DE (1) DE19616178C2 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1191190A1 (en) * 2000-09-20 2002-03-27 Siemens Aktiengesellschaft Method for regulating a steam turbine and steam turbine
WO2024126535A1 (en) * 2022-12-16 2024-06-20 Covestro Deutschland Ag Method for controlling a steam network and steam network

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH634383A5 (en) * 1978-03-21 1983-01-31 Bbc Brown Boveri & Cie STEAM TURBINE SYSTEM.
DD209497A1 (en) * 1982-09-15 1984-05-09 Orgreb Inst Kraftwerke METHOD AND ARRANGEMENT FOR REDUCING THERMAL LOADING OF STEAM TURBINES IN GREAT LOAD CHANGES
EP0213351A2 (en) * 1985-08-07 1987-03-11 Man Gutehoffnungshütte Gmbh Method and device for the control of a steam turbine of a power station
DD276119A1 (en) * 1988-10-12 1990-02-14 Orgreb Inst Kraftwerke METHOD AND ARRANGEMENT FOR DETERMINING PROVISIONS FOR THE SPEED CONTROL DEVICE FOR STARTING STEAM TURBINES
DD288196A5 (en) * 1989-09-29 1991-03-21 Orgeb-Inst. F. Kraftwerke,De METHOD AND CIRCUIT ARRANGEMENT FOR THE AUTOMATIC RUNNING OF LARGE TURBO SETS

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH634383A5 (en) * 1978-03-21 1983-01-31 Bbc Brown Boveri & Cie STEAM TURBINE SYSTEM.
DD209497A1 (en) * 1982-09-15 1984-05-09 Orgreb Inst Kraftwerke METHOD AND ARRANGEMENT FOR REDUCING THERMAL LOADING OF STEAM TURBINES IN GREAT LOAD CHANGES
EP0213351A2 (en) * 1985-08-07 1987-03-11 Man Gutehoffnungshütte Gmbh Method and device for the control of a steam turbine of a power station
DD276119A1 (en) * 1988-10-12 1990-02-14 Orgreb Inst Kraftwerke METHOD AND ARRANGEMENT FOR DETERMINING PROVISIONS FOR THE SPEED CONTROL DEVICE FOR STARTING STEAM TURBINES
DD288196A5 (en) * 1989-09-29 1991-03-21 Orgeb-Inst. F. Kraftwerke,De METHOD AND CIRCUIT ARRANGEMENT FOR THE AUTOMATIC RUNNING OF LARGE TURBO SETS

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1191190A1 (en) * 2000-09-20 2002-03-27 Siemens Aktiengesellschaft Method for regulating a steam turbine and steam turbine
WO2002025067A1 (en) * 2000-09-20 2002-03-28 Siemens Aktiengesellschaft Method for regulating a steam turbine, and corresponding steam turbine
CN100335751C (en) * 2000-09-20 2007-09-05 西门子公司 Method for regulating steam turbine and corresponding steam turbine
WO2024126535A1 (en) * 2022-12-16 2024-06-20 Covestro Deutschland Ag Method for controlling a steam network and steam network

Also Published As

Publication number Publication date
DE19616178C2 (en) 1998-07-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1030960B1 (en) Fast power regulating process for a steam generating power plant and steam generating power plant
DE2945404C2 (en) Process for operating a combined gas-steam turbine system and gas-steam turbine system for carrying out this process
WO2011036136A1 (en) Power plant system having overload control valve
DE3304292C2 (en)
DE102009001006A1 (en) Complex power plant and power plant control process
EP1172541B1 (en) Piezoelectric actuator for injector and/or injection system
EP0633978B1 (en) Process and device for operating the water-steam circuit of a thermoelectric power station
DE102019219505A1 (en) CONDENSATE AND FEED WATER SYSTEM OF A STEAM POWER PLANT AND OPERATING PROCEDURES FOR IT
DE19616178A1 (en) Supply and release of high steam pressure to steam turbine electricity generator - using dual boilers, pressure reduction units and control circuits passing signals to regulators
DE2923288C2 (en)
DE2605288C3 (en) Arrangement for switching the furnace pressure control in a blast furnace system
EP2503112A1 (en) Method for quick connection of a steam generator
DE4124678A1 (en) METHOD AND DEVICE FOR RESTORING THE TURBINE CONTROL RESERVE AFTER REGULATING A PERFORMANCE SETPOINT CHANGE IN A STEAM POWER PLANT
DE2758278C2 (en) Method for improving the permissible load change rate of a once-through steam generator and device for carrying out this method
DE3048851C2 (en)
DE1433323C (en) Pressure equalizers for the charging of high pressure blast furnaces
EP1165951B1 (en) Method for regulating a steam turbine with steam tapping, a regulating device for a steam turbine with steam tapping and steam turbine with steam tapping
CH643034A5 (en) DEVICE FOR REGULATING THE CHARGE AIR PRESSURE ON A CHARGED INTERNAL COMBUSTION ENGINE.
DE102016212634A1 (en) Method for secondary frequency control of a fossil-fired power plant
DE589612C (en) Steam power plant
DE1401447C (en) Control device for steam turbine systems with single and multiple intermediate superheating
DE687251C (en) switching turbine existing power plant
DE3130913A1 (en) "METHOD AND DEVICE FOR OPERATING A BLAST FURNACE PLANT"
DE409482C (en) Steam power plant with high pressure turbine and steam consumers with fluctuating steam demand fed by a medium pressure network
DE501582C (en) Hydroelectric storage power system with turbine, motor generator and centrifugal pump connected to the same by a clutch that can be engaged and disengaged

Legal Events

Date Code Title Description
OP8 Request for examination as to paragraph 44 patent law
D2 Grant after examination
8364 No opposition during term of opposition
8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: VATTENFALL EUROPE GENERATION AG & CO. KG, 10115 BE

8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: VATTENFALL EUROPE GENERATION AG & CO. KG, 03050 CO

R071 Expiry of right