EP0180093A1 - Wärmekraftwerk - Google Patents
Wärmekraftwerk Download PDFInfo
- Publication number
- EP0180093A1 EP0180093A1 EP85113145A EP85113145A EP0180093A1 EP 0180093 A1 EP0180093 A1 EP 0180093A1 EP 85113145 A EP85113145 A EP 85113145A EP 85113145 A EP85113145 A EP 85113145A EP 0180093 A1 EP0180093 A1 EP 0180093A1
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- feed water
- line
- exhaust gas
- condensate
- heat recovery
- 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
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 35
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- CYJRNFFLTBEQSQ-UHFFFAOYSA-N 8-(3-methyl-1-benzothiophen-5-yl)-N-(4-methylsulfonylpyridin-3-yl)quinoxalin-6-amine Chemical compound CS(=O)(=O)C1=C(C=NC=C1)NC=1C=C2N=CC=NC2=C(C=1)C=1C=CC2=C(C(=CS2)C)C=1 CYJRNFFLTBEQSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
- F01K23/108—Regulating means specially adapted therefor
Definitions
- the invention relates to a thermal power plant with a gas turbine, a device for heat recovery connected downstream of the gas turbine on the exhaust gas side, in particular a heat recovery steam generator, an energy converter assigned to the device for heat recovery, in particular a steam turbine, with an associated condenser and feed water container connected downstream via a condensate line for the device for heat recovery.
- an exhaust gas heat exchanger connected downstream of the device for heat recovery on the exhaust gas side, which is connected to the feed water tank via a feed water feed line and a feed water return line to form a closed feed water circuit.
- Such a thermal power plant is already common.
- water vapor is passed directly from the energy converter consisting of a steam turbine into the feed water tank in order to preheat and degas the condensate to a predetermined feed water temperature. Steam is therefore extracted from the steam turbine, which is no longer available for energy conversion.
- the invention has for its object to improve the overall efficiency of a thermal power plant of the type mentioned.
- the inlet temperature of the feed water into the exhaust gas heat exchanger can be reduced, so that more exhaust gas heat can be transferred into the feed water circuit and the supply of, for example, water vapor from the energy converter into the feed water tank can be dispensed with.
- the specified setpoint, to which the feed water inlet temperature is regulated with the aid of the control valve in the feed water supply line, can be selected to be higher than the dew point of H 2 O or also of acids in the exhaust gas, so that corrosion on the heat transfer surfaces of the exhaust gas heat exchanger is avoided.
- the thermal power plant according to the invention, it can be achieved that when the gas turbine changes load and the associated changes in the exhaust gas temperature, the nominal value of the feed water temperature in the feed water return line is kept within the range between the predetermined maximum value and the predetermined minimum value.
- the drive shaft of a compressor 4 for combustion air and an electric generator 5 is coupled to the output shaft of the gas turbine 2. Furthermore, a combustion chamber 8 is provided, to which the exhaust port of the compressor 4 and the feed port of the gas turbine 2 for combustion gas are connected. The drive shaft of an electric generator 6 is coupled to the output shaft of the steam turbine 3.
- exhaust gas 7 On the discharge pipe of the gas turbine 2 for a heat recovery steam generator exhaust gas 7 is connected with a discharge pipe attached directly on the gas turbine 2 for exhaust gas - closed high-pressure steam superheater 11 and to this in Exhaust gas flow in the specified sequence high-pressure evaporator 13, high-pressure economizer 15, low-pressure steam superheater 7, low-pressure evaporator 9 and low-pressure economizer 12 connected in series.
- the heat recovery steam generator 7 also includes a high-pressure steam drum 22 and a low-pressure steam drum 28.
- the feed water outlet of the high-pressure economizer 15 and the outlet of the high-pressure evaporator 13 are connected to the high-pressure steam drum 22.
- the feed water outlet of the high pressure steam drum 22 is connected to the inlet of the high pressure evaporator 13 via a circulation pump 24.
- the steam outlet of the high pressure steam drum 22 is connected to the steam inlet of the high pressure steam superheater 11.
- the outlet of the low-pressure economizer 12 and the outlet of the low-pressure evaporator 9 are connected to the low-pressure steam drum 28.
- the feed water outlet of the low-pressure steam drum 28 is connected both via a feed water pump 26 at the feed water inlet of the high-pressure economizer 15 and via a further circulation pump 10 at the inlet of the low-pressure evaporator 9.
- the steam outlet of the low-pressure steam drum 28 is connected to the steam inlet of the low-pressure steam superheater 17.
- the live steam outlet of the high pressure steam superheater 11 is at the steam inlet of the high pressure part of the steam turbine 3 and the live steam outlet of the low pressure steam superheater 17 is at the steam inlet of the low pressure partly connected to the steam turbine 3.
- a feed water line 32 having a feed water pump 31 leads from a feed water container 30 to the feed water inlet of the low-pressure economizer 12.
- a condenser 34 which has a hotwell 35 on the condensate outlet side, is connected downstream of the evaporation nozzle of the steam turbine 3 via an exhaust steam line 33.
- This hotwell 35 is connected to the feed water tank 3 U via a condensate line 37 having a condensate pump 36 with a downstream control valve 43.
- An exhaust gas heat exchanger 14 is connected on the gas side downstream of the low-pressure economizer 12 and is connected on its water side to the feed water tank 30 via a feed water return line 39.
- a feed water supply line 38 with a control valve 40 and upstream circulation pump 41 also leads from the feed water tank 30 to the water side of the exhaust gas heat exchanger 14.
- a bypass line 42 for condensate leads from a connection point on the condensate line 37 between the condensate pump 36 and the control valve 43 to a connection point on the feed water supply line 38 between the control valve 40 and the feed water inlet of the exhaust gas heat exchanger 14.
- the control valve 43 has a regulator 45 with a pressure sensor in the feed water tank 30 and the control valve 40 a controller 46, each with a temperature sensor in the feed water return line 39 and in the feed water feed line 38 between the feed water inlet into the exhaust gas heat exchanger 14 and the connection point of the bypass line 42.
- Condensate flows out of the hotwell 35 via the condensate line 37, the bypass line 42 and the feed water supply line 38 through the exhaust gas heat exchanger 14 via the feed water return line 39 into the feed water tank 30.
- the condensate is also passed through the control valve 40 , warmer feed water from the feed water tank 30 mixed so that the inlet temperature of the condensate in the exhaust gas heat exchanger 14 assumes such a setpoint, for example 70 ° C, at which the dew point temperature of the H 2 0 and lower S0 2 components in the exhaust gas on the exhaust gas side of the exhaust gas heat exchanger 14 is not undercut and therefore corrosion on the heat transfer surfaces of the exhaust gas heat exchanger 14 is avoided.
- the pressure in the feed water tank 30 is set to a predetermined setpoint, e.g. 1.2 bar, regulated with the aid of the control valve 43, with which cold condensate from the condensate line 37 is fed directly into the feed water tank 30.
- the outlet temperature of the condensate from the exhaust gas heat exchanger 14 in the feed water return line 39 exceeds, for example due to changes in the load of the gas turbine 2 or the steam turbine 3, a predetermined maximum value or falls below a predetermined minimum value, the regulation of the inlet temperature of the condensate in the exhaust gas heat exchanger 14 is replaced and that via the control valve 40 into the feed water supply line 38 fed feed water throughput set so that the outlet temperature of the feed water from the exhaust gas heat exchanger 14 has a predetermined setpoint, for example 110 ° C, and the regulation of the pressure in the feedwater tank 30 to the predetermined setpoint remains effective via the control valve 43.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Description
- Die Erfindung betrifft ein Wärmekraftwerk mit einer Gasturbine, einer der Gasturbine abgasseitig nachgeschalteten Einrichtung zur Wärmerückgewinnung, insbesondere einem Abhitzedampferzeuger, einem der Einrichtung zur Wärmerückgewinnung zugeordneten Energieumsetzer, insbesondere einer Dampfturbine, mit zugeordnetem Kondensator und diesem über eine Kondensatleitung nachgeschalteten Speisewasserbehälter für die Einrichtung zur Wärmerückgewinnung, sowie mit einem der Einrichtung zur Wärmerückgewinnung abgasseitig nachgeschalteten Abgaswärmetauscher, der über eine Speisewasserhinführ- und eine Speisewasserrückführleitung unter Ausbildung eines geschlossenen Speisewasserkreislaufes am Speisewasserbehälter angeschlossen ist.
- Ein derartiges Wärmekraftwerk ist bereits üblich. Bei einem solchen üblichen Wärmekraftwerk wird Wasserdampf aus dem aus einer Dampfturbine bestehenden Energieumsetzer direkt in den Speisewasserbehälter geleitet, um dort das Kondensat auf eine vorgegebene Speisewassertemperatur vorzuwärmen und zu entgasen. Der Dampfturbine wird also Dampf entzogen, der für die Energieumsetzung nicht mehr zur Verfügung steht.
- Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, den Gesamtwirkungsgrad eines Wärmekraftwerkes der eingang erwähnten Art zu verbessern.
- Die Lösung dieser Aufgabe erfolgt erfindungsgemäß durch die Merkmale im kennzeichnenden Teil des Patentanspruches 1.
- Mit dem über die Bypaßleitung in die Speisewasserhinführleitung geführten Kondensat kann die Eintrittstemperatur des Speisewassers in den Abgaswärmetauscher abgesenkt werden, so daß mehr Abgaswärme in den Speisewasserkreislauf übertragen und auf die Zufuhr von z.B. Wasserdampf aus dem Energieumsetzer in den Speisewasserbehälter verzichtet werden kann. Der vorgegebene Sollwert, auf den die Speisewassereintrittstemperatur mit Hilfe des Regelventils in der Speisewasserhinführleitung geregelt wird, kann höher als der Taupunkt von H20 oder auch von Säuren im Abgas gewählt werden, so daß Korrosion an den Wärmeübertragungsflächen des Abgaswärmetauschers vermieden wird.
- Mit einer vorteilhaften Weiterbildung des erfindungsgemäßen Kraftwerkes entsprechend Patentanspruch 2 wird gleichbleibender Druck im Speisewasserbehälter und damit gleichbleibende Temperatur des Speisewassers im Speisewasserbehälter erzielt, so daß die Entgasung des Speisewassers im Speisewasserbehälter stets bei einem Druck erfolgen kann, der genügend hoch ist, um die im Speisewasser gelösten Gase auszutreiben.
- Mit einer anderen vorteilhaften Weiterbildung des erfindungsgemäßen Wärmekraftwerkes entsprechend Patentanspruch 3 kann erreicht werden, daß bei Laständerung der Gasturbine und damit verbundenen Änderungen der Abgastemperatur der Sollwert der Speisewassertemperatur in der Speisewasserrückführleitung innerhalb des Bereiches zwischen dem vorgegebenen Maximalwert und dem vorgegebenen Minimalwert gehalten wird.
- Die Erfindung und ihre Vorteile seien anhand der Zeichnung an einem Ausführungsbeispiel näher erläutert:
- In der Zeichnung ist das Prinzipschaltbild eines kombinierten Gas-Dampf-Wärmekraftwerkes dargestellt mit einer Gasturbine 2 und einer Dampfturbine 3 mit Hochdruckteil und Niederdruckteil.
- An die Abtriebswelle der Gasturbine 2 ist die Antriebswelle eines Verdichters 4 für Verbrennungsluft und eines elektrischen Generators 5 angekoppelt. Ferner ist eine Brennkammer 8 vorgesehen, an der der Abluftstutzen des Verdichters 4 und der Zuführstutzen der Gasturbine 2 für Verbrennungsgas angeschlossen sind. An der Abtriebswelle der Dampfturbine 3 ist die Antriebswelle eines elektrischen Generators 6 angekoppelt.
- Am Abführstutzen der Gasturbine 2 für Abgas ist ein Abhitzedampferzeuger 7 angeschlossen mit einem unmittelbar am Abführstutzen der Gasturbine 2 für Abgas ange- schlossenen Hochdruckdampfüberhitzer 11 und zu diesem im Abgasstrom in der angegebenen Reihenfolge in Serie geschalteten Hochdruckverdampfer 13, Hochdruckeconomiser 15, Niederdruckdampfüberhitzer 7, Niederdruckverdampfer 9 und Niederdruckeconomiser 12.
- Zum Abhitzedampferzeuger 7 gehören ferner eine Hochdruckdampftrommel 22 und eine Niederdruckdampftrommel 28. An der Hochdruckdampftrommel 22 ist der Speisewasseraustritt des Hochdruckeconomisers 15 und der Austritt des Hochdruckverdampfers 13 angeschlossen. Der Speisewasseraustritt der Hochdruckdampftrommel 22 ist über eine Umwälzpumpe 24 am Eintritt des Hochdruckverdampfers 13 angeschlossen. Der Dampfaustritt der Hochdruckdampftrommel 22 ist am Dampfeintritt des Hochdruckdampfüberhitzers 11 angeschlossen.
- Der Austritt des Niederdruckeconomisers 12 und der Austritt des Niederdruckverdampfers 9 sind an der Niederdruckdampftrommel 28 angeschlossen. Der Speisewasseraustritt der Niederdruckdampftrommel 28 ist sowohl über eine Speisewasserpumpe 26 am Speisewassereintritt des Hochdruckeconomisers 15 als auch über eine weitere Umwälzpumpe 10 am Eintritt des Niederdruckverdampfers 9 angeschlossen. Der Dampfaustritt der Niederdruckdampftrommel 28 ist am Dampfeintritt des Niederdruckdampf- überhitzers 17 angeschlossen.
- Der Frischdampfaustritt des Hochdruckdampfüberhitzers 11 ist am Dampfeintritt des Hochdruckteiles der Dampfturbine 3 und der Frischdampfaustritt des Niederdruckdampfüberhitzers 17 am Dampfeintritt des Niederdruckteils der Dampfturbine 3 angeschlossen. Von einem Speisewasserbehälter 30 führt eine eine Speisewasserpumpe 31 aufweisende Speisewasserleitung 32 zum Speisewassereintritt des Niederdruckeconomisers 12.
- Dem Abdampfstutzen der Dampfturbine 3 ist über eine Abdampfleitung 33 ein Kondensator 34 nachgeschaltet, der auf der Kondensataustrittsseite einen Hotwell 35 aufweist. Dieser Hotwell 35 ist über eine eine Kondensatpumpe 36 mit nachgeschaltetem Regelventil 43 aufweisende Kondensatleitung 37 am Speisewasserbehälter 3U angeschlossen. Ein Abgaswärmetauscher 14 ist an seiner Gasseite dem Niederdruckeconomiser 12 abgasseitig nachgeschaltet und an seiner Wasserseite über eine Speisewasserrückführleitung 39 mit dem Speisewasserbehälter 30 verbunden. Eine Speisewasserhinführleitung 38 mit einem Regelventil 40 und vorgeschalteter Umwälzpumpe 41 führt vom Speisewasserbehälter 30 ebenfalls zur Wasserseite des Abgaswärmetauschers 14.
- Ferner führt eine Bypaßleitung 42 für Kondensat von einer Anschlußstelle an der Kondensatleitung 37 zwischen der Kondensatpumpe 36 und dem Regelventil 43 zu einer Anschlußstelle an der Speisewasserhinführleitung 38 zwischen dem Regelventil 40 und dem Speisewassereintritt des Abgaswärmetauschers 14. Das Regelventil 43 weist einen Regler 45 mit einem Druckfühler im Speisewasserbehälter 30 und das Regelventil 40 einen Regler 46 mit je einem Temperaturfühler in der Speisewasserrückführleitung 39 und in der Speisewasserhinführleitung 38 zwischen dem Speisewassereintritt in den Abgaswärmetauscher 14 und der Anschlußstelle der Bypaßleitung 42 auf.
- Aus dem Hotwell 35 strömt Kondensat über die Kondensatleitung 37, die Bypaßleitung 42 und die Speisewasserhinführleitung 38 durch den Abgaswärmetauscher 14 über die Speisewasserrückführleitung 39 in den Speisewasserbehälter 30. An der Anschlußstelle der Bypaßleitung 42 an die Speisewasserhinführleitung 38 wird das Kondensat mit über das Regelventil 40 geleitetem, wärmerem Speisewasser aus dem Speisewasserbehälter 30 vermischt, so daß die Eintrittstemperatur des Kondensats in den Abgaswärmetauscher 14 einen solchen Sollwert annimmt, z.B. 70°C, bei dem die Taupunkttemperatur des H20 und geringer S02-Anteile im Abgas auf der Abgasseite des Abgaswärmetauschers 14 nicht unterschritten ist und deshalb Korrosion an den Wärmeübertragungsflächen des Abgaswärmetauschers 14 vermieden wird.
- Der Druck im Speisewasserbehälter 30 wird auf einen vorgegebenen Sollwert, z.B. 1.2 bar, mit Hilfe des Regelventils 43 geregelt, mit dem kaltes Kondensat aus der Kondensatleitung 37 direkt in den Speisewasserbehälter 30 geführt wird.
- Wenn die Austrittstemperatur des Kondensats aus dem Abgaswärmetauscher 14 in der Speisewasserrückführleitung 39 z.B. durch Laständerungen der Gasturbine 2 oder der Dampfturbine 3 einen vorgegebenen Maximalwert überschreitet oder einen vorgegebenen Minimalwert unterschreitet, wird die Regelung der Eintrittstemperatur des Kondensats in den Abgaswärmetauscher 14 abgelöst und der über das Regelventil 40 in die Speisewasserhinführleitung 38 eingespeiste Speisewasserdurchsatz so eingestellt, daß die Austrittstemperatur des Speisewassers aus dem Abgaswärmetauscher 14 einen vorgegebenen Sollwert, z.B. 110°C, hat und die Regelung des Druckes im Speisewasserbehälter 30 auf den vorgegebenen Sollwert über das Regelventil 43 wirksam bleibt.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
AT85113145T ATE34802T1 (de) | 1984-10-29 | 1985-10-16 | Waermekraftwerk. |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE3439567 | 1984-10-29 | ||
DE3439567 | 1984-10-29 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP0180093A1 true EP0180093A1 (de) | 1986-05-07 |
EP0180093B1 EP0180093B1 (de) | 1988-06-01 |
Family
ID=6249023
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP85113145A Expired EP0180093B1 (de) | 1984-10-29 | 1985-10-16 | Wärmekraftwerk |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0180093B1 (de) |
JP (1) | JPS61108814A (de) |
AT (1) | ATE34802T1 (de) |
DE (1) | DE3563088D1 (de) |
IN (1) | IN161926B (de) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0400370A2 (de) * | 1989-06-01 | 1990-12-05 | Westinghouse Electric Corporation | Wärmerückgewinnung in einem Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus |
WO2010094783A3 (de) * | 2009-02-21 | 2011-07-07 | Flagsol Gmbh | Speisewasserentgaser eines solarthermischen kraftwerks |
DE102013204396A1 (de) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Kondensatvorwärmer für einen Abhitzedampferzeuger |
DE102010054963B4 (de) * | 2010-12-17 | 2017-06-01 | Jumag Dampferzeuger Gmbh | Druckregelung für die Vollentgasung in Speisewassergefäßen mittels ansteuerbarem Ventil |
CN107697494A (zh) * | 2017-09-14 | 2018-02-16 | 江苏航天惠利特环保科技有限公司 | 一种耦合法油气回收装置 |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0643452Y2 (ja) * | 1988-02-08 | 1994-11-14 | 株式会社三五 | 消音器 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1626151A1 (de) * | 1967-02-22 | 1971-01-14 | Aeg Kanis Turbinen | Waermekraftanlage mit einer Dampfturbine mit Zwischenueberhitzer und mit einer Gasturbine |
CH613255A5 (en) * | 1976-11-25 | 1979-09-14 | Sulzer Ag | System for the utilisation of waste heat from a gas flow to drive electrical generators |
DE3002615A1 (de) * | 1979-12-05 | 1981-06-11 | BBC AG Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau | Verfahren und einrichtung fuer den teillastbetrieb von kombinierten kraftanlagen |
FR2524547A1 (fr) * | 1982-03-31 | 1983-10-07 | Sulzer Ag | Generateur de vapeur a gaz perdu et a degazeur |
-
1985
- 1985-09-25 IN IN682/CAL/85A patent/IN161926B/en unknown
- 1985-10-16 DE DE8585113145T patent/DE3563088D1/de not_active Expired
- 1985-10-16 EP EP85113145A patent/EP0180093B1/de not_active Expired
- 1985-10-16 AT AT85113145T patent/ATE34802T1/de not_active IP Right Cessation
- 1985-10-28 JP JP60241229A patent/JPS61108814A/ja active Pending
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1626151A1 (de) * | 1967-02-22 | 1971-01-14 | Aeg Kanis Turbinen | Waermekraftanlage mit einer Dampfturbine mit Zwischenueberhitzer und mit einer Gasturbine |
CH613255A5 (en) * | 1976-11-25 | 1979-09-14 | Sulzer Ag | System for the utilisation of waste heat from a gas flow to drive electrical generators |
DE3002615A1 (de) * | 1979-12-05 | 1981-06-11 | BBC AG Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau | Verfahren und einrichtung fuer den teillastbetrieb von kombinierten kraftanlagen |
FR2524547A1 (fr) * | 1982-03-31 | 1983-10-07 | Sulzer Ag | Generateur de vapeur a gaz perdu et a degazeur |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
BROWN BOVERI REVIEW, Band 69, Nr. 11, November 1982, Seiten 361-362, Baden, CH; R. KEHLHOFER et al.: "The combined cycle power plant series KA9,11 and 13" * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0400370A2 (de) * | 1989-06-01 | 1990-12-05 | Westinghouse Electric Corporation | Wärmerückgewinnung in einem Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus |
EP0400370A3 (de) * | 1989-06-01 | 1991-07-24 | Westinghouse Electric Corporation | Wärmerückgewinnung in einem Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus |
WO2010094783A3 (de) * | 2009-02-21 | 2011-07-07 | Flagsol Gmbh | Speisewasserentgaser eines solarthermischen kraftwerks |
CN102326025A (zh) * | 2009-02-21 | 2012-01-18 | 弗拉格赛欧股份有限公司 | 用于太阳能热电站的供水脱气器 |
DE102010054963B4 (de) * | 2010-12-17 | 2017-06-01 | Jumag Dampferzeuger Gmbh | Druckregelung für die Vollentgasung in Speisewassergefäßen mittels ansteuerbarem Ventil |
DE102013204396A1 (de) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Kondensatvorwärmer für einen Abhitzedampferzeuger |
CN107697494A (zh) * | 2017-09-14 | 2018-02-16 | 江苏航天惠利特环保科技有限公司 | 一种耦合法油气回收装置 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS61108814A (ja) | 1986-05-27 |
EP0180093B1 (de) | 1988-06-01 |
DE3563088D1 (en) | 1988-07-07 |
ATE34802T1 (de) | 1988-06-15 |
IN161926B (de) | 1988-02-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0523467B1 (de) | Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage und Anlage zur Durchführung des Verfahrens | |
EP0526816B1 (de) | Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem solar beheizten Dampferzeuger | |
DE68926220T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Dampfkrafterzeugung | |
EP0439754B1 (de) | Verfahren zum Anfahren einer Kombianlage | |
EP0778397B1 (de) | Verfahren zum Betrieb einer mit einem Abhitzedampferzeuger und einem Dampfverbraucher kombinierten Gasturbogruppe | |
EP0436536B1 (de) | Verfahren und anlage zur abhitzedampferzeugung | |
EP0591163B1 (de) | Kombinierte gas- und dampfturbinenanlage | |
DE2945404C2 (de) | Verfahren zum Betrieb einer kombinierten Gas-Dampfturbinenanlage und Gas-Dampfturbinenanlage zur Durchführung dieses Verfahrens | |
DE3213837C2 (de) | Abgasdampferzeuger mit Entgaser, insbesondere für kombinierte Gasturbinen-Dampfkraftanlagen | |
WO2005019606A1 (de) | Verfahren zur erhöhung des wirkungsgrades einer gasturbinenanlage sowie dafür geeignete gasturbinenanlage | |
DE2227435A1 (de) | Verfahren zum Verdampfen eines strömenden kryogenen Mediums | |
DE102010060064A1 (de) | Verfahren zur Steigerung der Leistungsabgabe eines Gas- und Dampf-Kombikraftwerks während ausgewählter Betriebszeiträume | |
WO1995000747A1 (de) | Verfahren zum betreiben einer gas- und dampfturbinenanlage sowie danach arbeitende gud-anlage | |
CH633610A5 (de) | Kombiniertes gas/dampfturbinenkraftwerk mit gegendruckturbine, insbesondere fuer industriezwecke. | |
DE19652349C2 (de) | Solar- und Niedertemperaturwärme-Kombianlage-Solico | |
WO2007071616A2 (de) | Kraftwerksanlage | |
EP0410111B1 (de) | Abhitzedampferzeuger für ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk | |
EP0764768A1 (de) | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage | |
EP0180093B1 (de) | Wärmekraftwerk | |
DE843770C (de) | Gasturbinenanlage | |
EP0728916B1 (de) | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage | |
DE69621655T2 (de) | Verfahren und vorrichtung zum liefern von mechanischer arbeit und, wenn gewünscht, wärme in einem gasverdampfungsturbinenprozess | |
EP1425079B1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur thermischen entgasung des arbeitsmittels eines zweiphasenprozesses | |
DE102005034847B4 (de) | Dampfkraftwerksanlage | |
DE2243380C3 (de) | Dampfkraftanlage mit rauchgasbeheiztem Speisewasservorwärmer und wasserbeheiztem Luftvorwärmer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): AT BE CH DE FR GB IT LI LU NL SE |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 19860626 |
|
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 19870416 |
|
RAP1 | Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred) |
Owner name: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT BERLIN UND MUENCHEN |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): AT BE CH DE FR GB IT LI LU NL SE |
|
REF | Corresponds to: |
Ref document number: 34802 Country of ref document: AT Date of ref document: 19880615 Kind code of ref document: T |
|
REF | Corresponds to: |
Ref document number: 3563088 Country of ref document: DE Date of ref document: 19880707 |
|
ET | Fr: translation filed | ||
ITF | It: translation for a ep patent filed | ||
GBT | Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977) | ||
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
26N | No opposition filed | ||
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: CH Payment date: 19910124 Year of fee payment: 6 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LU Payment date: 19911009 Year of fee payment: 7 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Payment date: 19911022 Year of fee payment: 7 |
|
ITTA | It: last paid annual fee | ||
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LI Effective date: 19911031 Ref country code: CH Effective date: 19911031 |
|
EPTA | Lu: last paid annual fee | ||
REG | Reference to a national code |
Ref country code: CH Ref legal event code: PL |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: AT Payment date: 19920918 Year of fee payment: 8 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LU Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 19921016 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: SE Payment date: 19921016 Year of fee payment: 8 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: BE Payment date: 19921027 Year of fee payment: 8 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Payment date: 19921031 Year of fee payment: 8 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Effective date: 19930630 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: ST |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Payment date: 19930913 Year of fee payment: 9 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: AT Effective date: 19931016 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: SE Effective date: 19931017 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: BE Effective date: 19931031 |
|
BERE | Be: lapsed |
Owner name: SIEMENS A.G. BERLIN UND MUNCHEN Effective date: 19931031 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Effective date: 19940501 |
|
NLV4 | Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee | ||
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Effective date: 19941016 |
|
EUG | Se: european patent has lapsed |
Ref document number: 85113145.8 Effective date: 19940510 |
|
GBPC | Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee |
Effective date: 19941016 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Payment date: 19981217 Year of fee payment: 14 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20000801 |