EP1090208B1 - Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine Download PDF

Info

Publication number
EP1090208B1
EP1090208B1 EP99936273A EP99936273A EP1090208B1 EP 1090208 B1 EP1090208 B1 EP 1090208B1 EP 99936273 A EP99936273 A EP 99936273A EP 99936273 A EP99936273 A EP 99936273A EP 1090208 B1 EP1090208 B1 EP 1090208B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
steam
low
pressure
pressure stage
steam turbine
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 - Lifetime
Application number
EP99936273A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1090208A2 (de
Inventor
Udo Gande
Dieter Mrosek
Hans-Joachim Endries
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.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens 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 Siemens AG filed Critical Siemens AG
Publication of EP1090208A2 publication Critical patent/EP1090208A2/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1090208B1 publication Critical patent/EP1090208B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

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
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F01K13/025—Cooling the interior by injection during idling or stand-by
    • 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
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/08—Cooling; Heating; Heat-insulation
    • F01D25/12—Cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/31—Application in turbines in steam turbines

Definitions

  • the invention relates to a method and an apparatus for Cooling at least one low pressure stage of a steam turbine with a steam inlet and a steam outlet area, wherein the steam turbine is connected to at least one condenser or is designed as a counter-pressure turbine and wherein as Cooling medium condensate and / or steam from a cooling system a metering device is injected into the low pressure stage become.
  • the cooling effect is often limited on parts of the turbine near the steam outlet; he follows the injection in the steam inlet area can condensate agglomerates in the area of the steam inlet Splashing endangers the blading of the turbine.
  • Cooling of a low pressure steam turbine in ventilation mode is therefore a between the steam outlet and the Steam inlet of the steam turbine tapping steam into the Steam turbine fed. This is how cooling comes in the turbine, the radially outer ends of the Blades benefit from the friction on the in the turbine steam is at its highest load. The cooling effect is therefore largely limited to the areas of the turbine, in which it is desired. The cooling of other components the turbine, for example the turbine shaft, is avoided.
  • a tapping line connected to the tapping is
  • condensate is also added, especially by through a condensate transfer condensate into the steam transfer line and / or is injected into the bleed line.
  • the condensate is preferably mixed with the steam in an atomizing nozzle mixed and from this atomizer nozzle into the bleed line injected. By a distributed in fine droplets Condensate has a particularly high cooling effect.
  • the amount of steam or steam-condensate mixture supplied to the tap is approximately in accordance with EP 0 602 040 B1
  • the steam used for cooling comes from a condensate tank, which the collection, warming up and Degassing the condensate is used.
  • Steam from the condensate container, usually for the purpose of degassing the condensate Heating steam is supplied due to the coexistence of Steam and condensate saturated, possibly even with finely divided Condensate added, and is therefore particularly suitable for injection into the ventilating turbine.
  • Steam can be taken from a steam discharge through which the Ventilation operation of the steam past the low pressure turbine is directed.
  • Such a steam discharge leads, for example the steam from one of the low pressure steam turbines upstream high pressure steam turbine or from an arrangement of a high pressure steam turbine and one Medium pressure steam turbine and the low pressure steam turbine around to a heater or the like where possible the steam is cooled and condensed.
  • To receive of a steam-condensate mixture can be that of tapping steam to be supplied removed from such a heating device become.
  • the steam can also be one of the low pressure steam turbines upstream high-pressure or medium-pressure steam turbine directly or indirectly, for example one of them fed preheater or the like can be removed.
  • On such steam usually has a sufficiently high intrinsic pressure, so that one without separate pumps or the like Feed into the ventilating steam turbine can take place.
  • a control of the cooling method known from EP 0 602 040 B1 takes place between the tapping and the Steam outlet area lying temperature measuring point, depending from the measured temperature the delivery of the Steam, or the delivery of the steam-condensate mixture is regulated for tapping.
  • EP 0 083 109 A2 relates to a combined gas and Steam turbine plant with a gas turbine and a steam turbine in single shaft arrangement.
  • a heat recovery steam generator will acted upon by the hot exhaust gases from the gas turbine, whereby superheated steam to operate the steam turbine after the Heat exchanger principle is generated.
  • the facility also shows an auxiliary steam source that is spatially separated and is designed independently of the heat recovery steam generator. While When the gas and steam turbine system starts up, auxiliary steam becomes available taken from the auxiliary steam source and the steam turbine fed. This will overheat the steam turbine opposed due to ventilation losses (friction), the evaporation temperature being kept below a maximum value becomes.
  • this is the valve position a supply valve for the auxiliary steam with the help a control signal set.
  • the control signal is off a temperature measurement signal from a temperature sensor in Exhaust steam duct of the steam turbine and from a rotational speed signal (Speed) of a tachometer on the Wave of the gas and steam turbine plant determined.
  • the invention is based on the knowledge that the Temperature value for the control and / or regulation of such Cooling is too slow to deal with it an amount of coolant, particularly near a predetermined one Temperature value, neither dose satisfactorily, timely deactivation of the injection Reach steam or steam / condensate mixture lets, so that in particular by even after sufficient Cooling introduced quantities of condensate in particular the turbine blades of another hazard, in particular due to the drop impact erosion described at the beginning, are exposed.
  • a low pressure stage of a single or multi-flow steam turbine with a steam inlet area and with a steam outlet area the steam turbine having at least one condenser connected, or works as a back pressure turbine, condensate and / or steam from a cooling system is used as the cooling medium via a dosing device in the low pressure stage injected depending on one in the low pressure stage measured temperature value and from a direct or indirectly with the mass flow through the low pressure stage correlating parameters.
  • the device includes at least one in the area of the low pressure stage arranged temperature sensor, at least one device for measuring and / or determining a directly or indirectly correlating with the mass flow through the low pressure stage Parameters and a control unit for control and / or Control of the cooling system and the dosing device depending on that measured in the low pressure stage Temperature value and depending on that with mass flow correlating parameters.
  • the device for determining the correlating comprises Parameters at least two sensors, in particular Pressure sensors, which before and after the low pressure stage, in particular in the steam inlet area and in the steam outlet area Steam turbine, are arranged.
  • Pressure sensors have the advantage that they are direct or indirect correlating with the mass flow through the low pressure stage Parameters from pressure values measurable with the pressure sensors can be determined, in particular from the pressure ratio between the pressure before the low pressure stage to the pressure behind the low pressure stage.
  • the cooling medium when a specified limit value is exceeded the temperature and / or the parameter to inject.
  • the cooling medium when falling below a predetermined Limit value of the parameter no longer injected.
  • the injection of the Coolant is activated and deactivated for the injection preferably automatically.
  • the at least one temperature sensor and the pressure sensors via at least one electrical connection are connected to the control unit and at least one Part of your data and measurements to the electronic Transmit control unit. This is characterized by preference from that in it to control and / or regulate the Steam turbine existing and / or incoming data and measured values also the parameter correlating with the mass flow is determined.
  • the electronic Control unit preferably also signals for automatic Control and / or regulation of the cooling system and the metering device generated and via at least one control line transfer.
  • the electronic Control unit also signals for automatic control of the Coolant amount generated.
  • the automatic Control and / or regulation is at least the amount of coolant can be automatically regulated by means of a map, wherein the map is preferably stored in the control unit is.
  • the metering device Transported to improve the cooling effect preferably the steam at least in the area of the injection of the cooling medium also the condensate at the same time, the metering device, which in particular has at least one metering valve, preferably adjacent to the low-pressure stage to be cooled is arranged.
  • the drawing shows a schematic section of a Power plant with a low pressure steam turbine 1, one Condenser 5, a condensate container downstream of the condenser 5 18, a cooling system 6, a metering device 7 and a control unit 10; further components of the power plant, for example a generator and one with the Low pressure steam turbine rigidly coupled high pressure steam turbine, are not shown for the sake of clarity.
  • the illustrated Components of the power plant are among each other through steam connection lines 14 or condensate lines 15 connected.
  • the low-pressure steam turbine 1 is located in the steam connection line 14a a changeover switch 16, usually with Flap is formed, with the help of the high pressure steam turbine outflowing hot action steam through a another steam connection line 14b to a heat exchanger 17 can be derived.
  • the low-pressure steam turbine 1 will not be called Action steam applied.
  • the one on the low-pressure steam turbine 1 passed action steam is in the heat exchanger 17 condenses and flows as condensate to the condensate tank 18 to.
  • the low pressure steam turbine 1 is with the high pressure steam turbine rigidly coupled, so that the also not shown
  • the rotors of both steam turbines run synchronously. Becomes the action steam flowing out of the high pressure steam turbine passed the low pressure steam turbine 1, i.e. this rotates at idle, so occurs in the low pressure steam turbine 1 due to the static pressure prevailing in it, which Pressure of the steam in the downstream of the condenser 5 Condensate tank 18 corresponds to friction.
  • a cooling medium preferably condensate and / or steam
  • Steam turbine 1 is between a steam inlet area 2, the serves the application of action steam, and a steam outlet area 3, through which in the low pressure steam turbine 1 expanded steam is led to the condenser 5, a metering valve 13 arranged with a metering device 7 and the cooling system 6 is connected.
  • the condensate container 18 the condensate is heated by steam, the through a heating steam line 14c from that not shown High pressure steam turbine is fed.
  • Above the condensate level is in the condensate container 18 with Steam-filled steam space 19. This steam space 19 becomes steam removed and through a steam transfer 20 of the metering device 7 fed.
  • the metering device 7 through a condensate transfer 21 condensate from the condensate container 18 fed by means of a condensate pump 23.
  • Steam and condensate become one in the metering device 7 Steam-condensate mixture processed and then over the metering valve 13, which is adjacent to that to be cooled
  • Low pressure stage 4 is arranged, preferably injected as a function of a temperature sensor 11 temperature value measured in low pressure stage 4 and of one of each in the steam inlet area 2 and steam outlet area 3 arranged pressure sensors 8 and 9 determined measured pressure values with the mass flow through the low pressure stage 4 correlating parameters. Activation of injection of the cooling medium takes place when a predetermined one is exceeded Limit value of the temperature and / or the parameter.
  • the deactivation the cooling medium is injected when the temperature falls below a predetermined limit value of the parameter.
  • metering 7 and metering valve 13 are via control lines 12, the temperature sensor 11 and the pressure sensors 8 and 9 via at least one electrical connection 22 with the electronic one Control unit 10 connected.
  • This is preferred characterized in that for control and / or regulation the steam turbine 1 existing and / or incoming data and Measured values also the parameter correlating with the mass flow is determined and / or signals for automatic Control and / or regulation of the cooling system 6 and the metering device 7 and for the automatic control of a coolant quantity be generated.
  • This can be advantageous Automate and regulate the feed, whereby especially with regard to the amount of steam-condensate mixture fed this preferably by means of a Control unit 10 stored map takes place.
  • the cooling of a low pressure stage 4 of a steam turbine 1 according to the invention advantageously prevents in particular a danger to the blading of the steam turbine 1 due to drop erosion and is easier to control than just temperature-dependent control systems.

Landscapes

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

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Kühlung wenigstens einer Niederdruckstufe einer Dampfturbine mit einem Dampfeinlaß- und einem Dampfauslaßbereich, wobei die Dampfturbine mit wenigstens einem Kondensator verbunden oder als Gegendruckturbine ausgebildet ist und wobei als Kühlmedium Kondensat und/oder Dampf aus einem Kühlsystem über eine Dosiereinrichtung in die Niederdruckstufe eingespritzt werden.
Es ist bekannt, beispielsweise aus dem Buch "Strömungsmaschinen" von K. Menny, Teubner-Verlag, Stuttgart, 1985, Abschnitt 3.4.6 "Naßdampfstufen", daß in sogenannten Naßdampfstufen, insbesondere in Niederdruckstufen von ein- und mehrflutigen Dampfturbinen, eine Kondensation des Aktionsdampfes stattfindet. Bei einer Entspannung des Dampfes in der Dampfturbine liegt bei einem Unterschreiten der Grenzkurve zum Naßdampfgebiet, beispielsweise bei Kondensationsturbinen, ein unterkühlter Dampf vor, dessen Temperatur niedriger als die zum Dampfpunkt gehörige Sättigungstemperatur ist. Bei einer bestimmten Unterkühlung setzt eine spontane Kondensation ein, bei der kleine Nebeltröpfchen entstehen, die sich in Form eines Wasserfilms beziehungsweise einzelner Wassersträhnen auf den Leitschaufeln absetzen können. Von deren Hinterkanten löst sich der Wasserfilm ab und bildet Sekundärtropfen mit einem Durchmesser bis zu etwa 400 µm. Diese sich ablösenden Dampftropfen können bei Aufprall auf die Laufschaufeln zu einem Materialabtrag führen, insbesondere dann, wenn die Tropfen einen Durchmesser in der Größenordnung von 50 bis 400 µm haben (sogenannte Tropfenschlagerosion). Zur Vermeidung dieser Tropfenschlagerosion wird häufig der Wasserfilm direkt an der Leitschaufeloberfläche abgesaugt. Hierzu weist eine hohle Leitschaufel Schlitze auf, die ihr Inneres mit dem Kondensator der Dampfturbine verbinden.
In einer im sogenannten Ventilationsbetrieb arbeitenden Niederdruck-Turbine kann eine Dampfatmosphäre vorherrschen, deren statischer Druck dem in einem mit der Niederdruck-Turbine verbundenen Kondensatbehälter herrschenden Druck entspricht. Die Reibung der Turbinenschaufeln an dem Dampf (sogenannte Ventilation) kann zu beachtlicher Wärmeentwicklung führen, wodurch die Turbine stark, möglicherweise sogar unzulässig hoch, aufgeheizt werden kann. Um dies zu vermeiden, werden Kühlmaßnahmen angewandt, bei denen beispielsweise in den Dampfauslaßbereich oder, falls die aufzuwendende Kühlleistung besonders hoch sein muß, in den Dampfeinlaßbereich der Turbine Kondensat unter Zerstäubung eingespritzt wird. Das Kondensat verdampft unter Temperaturabsenkung, wodurch die ventilierende Turbine gekühlt wird. Erfolgt die Einspritzung im Dampfauslaßbereich, so beschränkt sich die Kühlwirkung häufig auf Teile der Turbine in der Nähe des Dampfauslasses; erfolgt die Einspritzung im Dampfeinlaßbereich, kann Kondensat, das sich im Bereich des Dampfeinlasses agglomeriert, durch Schwallbildung die Beschaufelung der Turbine gefährden.
Gemäß dem aus der EP 602 040 B1 angegebenen Verfahren zur Kühlung einer Niederdruck-Dampfturbine im Ventilationsbetrieb, wird daher über eine zwischen dem Dampfauslaß und dem Dampfeinlaß der Dampfturbine liegende Anzapfung Dampf in die Dampfturbine eingespeist. Auf diese Weise kommt die Kühlung in der Turbine zunächst den radial außen liegenden Enden der Schaufeln zugute, die durch die Reibung an dem in der Turbine befindlichen Dampf am höchsten belastet sind. Die Kühlwirkung ist somit weitgehend auf die Bereiche der Turbine beschränkt, in denen sie erwünscht ist. Die Abkühlung anderer Komponenten der Turbine, beispielsweise der Turbinenwelle, wird vermieden. Einer mit der Anzapfung verbundenen Anzapfleitung wird außer Dampf zusätzlich Kondensat zugestellt, insbesondere indem durch eine Kondensat-Überleitung Kondensat in die Dampf-Überleitung und/oder in die Anzapfleitung eingespritzt wird. Das Kondensat wird vorzugsweise mit dem Dampf in einer Zerstäuberdüse gemischt und aus dieser Zerstäuberdüse in die Anzapfleitung eingespritzt. Durch ein in feine Tröpfchen verteiltes Kondensat wird eine besonders hohe Kühlwirkung erzielt.
Die der Anzapfleitung zugeführte Menge an Dampf bzw. Dampf-Kondensatgemisch liegt gemäß der EP 0 602 040 B1 etwa in der Größenordnung von 1 % des Dampfstroms bei Leistungsbetrieb der Dampfturbine. Der zur Kühlung verwendete Dampf stammt aus einem Kondensatbehälter, welcher der Sammlung, Aufwärmung und Entgasung des Kondensats dient. Dampf aus dem Kondensatbehälter, dem in der Regel zum Zwecke der Entgasung des Kondensats Heizdampf zugeführt wird, ist aufgrund der Koexistenz von Dampf und Kondensat gesättigt, eventuell sogar mit fein verteiltem Kondensat versetzt, und eignet sich daher besonders zur Einspritzung in die ventilierende Turbine. Weiterhin kann Dampf einer Dampf-Ableitung entnommen werden, durch die beim Ventilationsbetrieb der Dampf an der Niederdruck-Turbine vorbei geleitet wird. Eine solche Dampf-Ableitung führt beispielsweise den Dampf von einer der Niederdruck-Dampfturbine vorgeschalteten Hochdruck-Dampfturbine beziehungsweise von einer Anordnung aus einer Hochdruck-Dampfturbine und einer Mitteldruck-Dampfturbine und die Niederdruck-Dampfturbine herum zu einer Heizeinrichtung oder dergleichen, wo möglicherweise der Dampf abgekühlt und kondensiert wird. Zum Erhalt eines Dampf-Kondensat-Gemisches kann der der Anzapfung zuzustellende Dampf einer solchen Heizeinrichtung entnommen werden. Der Dampf kann ebenfalls einer der Niederdruck-Dampfturbine vorgeschalteten Hochdruck- oder Mitteidruck-Dampfturbine direkt oder indirekt, beispielsweise einem von dieser gespeisten Vorwärmer oder dergleichen, entnommen werden. Ein solcher Dampf hat üblicherweise einen hinreichend hohen Eigendruck, so daß ohne gesonderte Pumpen oder dergleichen eine Einspeisung in die ventilierende Dampfturbine erfolgen kann.
Eine Steuerung des aus der EP 0 602 040 B1 bekannten Kühlverfahrens erfolgt über eine zwischen der Anzapfung und dem Dampfauslaßbereich liegende Temperaturmeßstelle, wobei in Abhängigkeit von der gemessenen Temperatur die Zustellung des Dampfes, beziehungsweise die Zustellung des Dampf-Kondensat-Gemisches zur Anzapfung geregelt wird.
Die EP 0 083 109 A2 betrifft eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage mit einer Gasturbine und einer Dampfturbine in Einwellenanordnung. Ein Abhitzedampferzeuger wird hierbei mit den heißen Abgasen der Gasturbine beaufschlagt, wodurch Heißdampf zum Betrieb der Dampfturbine nach dem Wärmetauscherprinzip erzeugt wird. Die Anlage weist zusätzlich eine Hilfsdampfquelle auf, die räumlich getrennt und unabhängig von Abhitzedampferzeuger ausgestaltet ist. Während einem Anfahren der Gas- und Dampfturbinenanlage wird Hilfsdampf von der Hilfsdampfquelle entnommen und der Dampfturbine zugeführt. Hierdurch wird einem Überhitzen der Dampfturbine infolge von Ventilationsverlusten (Reibung) entgegengetreten, wobei die Abdampftemperatur unter einem maximalen Wert gehalten wird. Hierzu wird bei der EP 0 083 109 A2 die Ventilstellung eines Zufuhrventils für den Hilfsdampf mit Hilfe eines Steuersignals eingestellt. Das Steuersignal wird aus einem Temperaturmeßsignal von einem Temperatursensor im Abdampfkanal der Dampfturbine sowie aus einem Rotationsgeschwindigkeitssignal (Drehzahl) von einem Tachometer an der Welle der Gas- und Dampfturbinenanlage ermittelt.
Es ist Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Kühlung wenigstens einer Niederdruckstufe einer einoder mehrflutigen Dampfturbine derart weiterzubilden, daß eine Kühlung bei Ventilation sicher gewährleistet ist sowie eine Gefährdung der Beschaufelung der Dampfturbine durch Tropfenschlagerosion vermindert wird.
Die Erfindung geht hierbei von der Erkenntnis aus, daß der Temperaturwert zur Steuerung und/oder Regelung eines solchen Kühlverfahrens insofern zu träge ist, als daß sich mit ihm eine Kühlmittelmenge, insbesondere in der Nähe eines vorgegebenen Temperaturgenzwertes, weder zufriedenstellend dosieren, noch eine rechtzeitige Deaktivierung der Einspritzung an Dampf beziehungsweise an Dampf-Kondensat-Gemisch erreichen läßt, so daß insbesondere durch die auch noch nach ausreichender Kühlung eingeleiteten Mengen an Kondensat insbesondere die Laufschaufeln der Turbine einer weiteren Gefährdung, insbesondere durch die eingangs beschriebene Tropfenschlagerosion, ausgesetzt sind.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch eine Verfahren gemäß Anspruch 1 und durch eine Vorrichtung gemäß Anspruch 11 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind in den jeweils abhängigen Ansprüchen beschrieben.
Bei dem erfindungsgemaßen Verfahren zur Kühlung wenigstens einer Niederdruckstufe einer ein- oder mehrflutigen Dampfturbine mit einem Dampfeinlaßbereich und mit einem Dampfauslaßbereich, wobei die Dampfturbine mit wenigstens einem Kondensator verbunden ist, oder als Gegendruckturbine arbeitet, wird als Kühlmedium Kondensat und/oder Dampf aus einem Kühlsystem über eine Dosiereinrichtung in die Niederdruckstufe eingespritzt und zwar in Abhängigkeit von einem in der Niederdruckstufe gemessenen Temperaturwert und von einem direkt oder indirekt mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe korrelierenden Parameter. Die erfindungsgemäße Vorrichtung umfaßt dazu wenigstens einen im Bereich der Niederdruckstufe angeordneten Temperatursensor, mindestens eine Einrichtung zur Messung und/oder Ermittlung eines direkt oder indirekt mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe korrelierenden Parameters sowie eine Leiteinheit zur Steuerund/oder Regelung des Kühlsystems und der Dosiereinrichtung in Abhängigkeit von dem in der Niederdruckstufe gemessenen Temperaturwert und in Abhängigkeit von dem mit dem Massendurchsatz korrelierenden Parameter. Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, daß eine Kühlung einer Niederdruckstufe einer Dampfturbine bei Ventilation sicher gewährleistet sowie eine Gefährdung der Beschaufelung der Dampfturbine durch Tropfenschlagerosion vermieden, zumindest deutlich vermindert, wird.
Bevorzugt umfaßt die Einrichtung zur Bestimmung des korrelierenden Parameters wenigstens zwei Sensoren, insbesondere Drucksensoren, welche vor und nach der Niederdruckstufe, insbesondere im Dampfeinlaßbereich und im Dampfauslaßbereich der Dampfturbine, angeordnet sind. Eine solche Anordnung von Drucksensoren hat den Vorteil, daß der direkt oder indirekt mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe korrelierende Parameter aus mit den Drucksensoren meßbaren Druckwerten ermittelbar ist, insbesondere aus dem Druckverhältnis zwischen dem Druck vor der Niederdruckstufe zu dem Druck hinter der Niederdruckstufe.
Zur Minimierung der Kosten für die Sensorik ist es günstig, den wenigstens einen nach der Niederdruckstufe im Dampfauslaßbereich der Dampfturbine angeordneten Drucksensor in dem mit der Dampfturbine verbundenen Kondensator anzuordnen beziehungsweise einen üblicherweise betriebsbedingt dort schon angeortneten Sensor so auszulegen, daß er auch die zur Bestimmung des Parameters notwendigen Druckwerte ermitteln kann.
Zur Verbesserung der Aktivierung der Einspritzung dient es, das Kühlmedium bei Überschreiten eines vorgegebenen Grenzwertes der Temperatur und/oder des Parameters einzuspritzen.
Zur Verbesserung der Deaktivierung der Einspritzung wird vorzugsweise das Kühlmedium bei Unterschreiten eines vorgegebenen Grenzwertes des Parameters nicht mehr eingespritzt.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung der Einspritzung des Kühlmediums erfolgen Aktivierung und Deaktivierung der Einspritzung vorzugsweise automatisch.
Zur Vereinfachung der Bestimmung des Parameters ist es günstig, daß beispielsweise der wenigstens eine Temperatursenor und die Drucksensoren über wenigstens eine elektrische Verbindung mit der Leiteinheit verbunden sind und wenigstens einen Teil ihrer Daten und Meßwerte an die elektronische Leiteinheit übermitteln. Diese zeichnet sich bevorzugt dadurch aus, daß in ihr aus zur Steuerung und/oder Regelung der Dampfturbine vorhandenen und/oder ankommenden Daten und Meßwerten auch der mit dem Massendurchsatz korrelierende Parameter ermittelt wird.
Zur Vereinfachung der Steuer- und/oder Regelung des Kühlsystems und der Dosiereinrichtung werden in der elektronischen Leiteinheit vorzugsweise auch Signale zur automatischen Steuerung und/oder Regelung des Kühlsystems und der Dosiereinrichtung erzeugt und über wenigstens eine Steuerleitung übertragen.
Zur Verbesserung der Kühlwirkung, insbesondere hinsichtlich des Kühlvolumens werden vorzugsweise in der elektronischen Leiteinheit auch Signale für eine automatische Regelung der Kühlmittelmenge erzeugt.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung der automatischen Steuer- und/oder Regelungen ist wenigstens die Kühlmittelmenge mittels eines Kennfeldes automatisch regelbar ist, wobei das Kennfeld bevorzugt in der Leiteinheit gespeichert ist.
Zur Verbesserung der Kühlwirkung transportiert vorzugsweise der Dampf wenigstens im Bereich der Einspritzung des Kühlmediums auch zugleich das Kondensat, wobei die Dosiereinrichtung, welche insbesondere mindestens ein Dosierventil aufweist, vorzugsweise benachbart zu der zu kühlenden Niederdruckstufe angeordnet ist.
Weitere Vorteile und Einzelheiten der Vorrichtung und des Verfahrens werden anhand eines in der Zeichnung dargestellten, bevorzugten Ausführungsbeispiels beispielhaft erläutert.
Die Zeichnung zeigt schematisch einen Ausschnitt aus einer Kraftwerksanlage mit einer Niederdruck-Dampfturbine 1, einem Kondensator 5, einem dem Kondensator 5 nachgeordneten Kondensatbehälter 18, einem Kühlsystem 6, einer Dosiereinrichtung 7 und einer Leiteinheit 10; weitere Bestandteile der Kraftwerksanlage, beispielsweise ein Generator und eine mit der Niederdruck-Dampfturbine starr gekuppelte Hochdruck-Dampfturbine, sind der Übersicht halber nicht dargestellt. Die dargestellten Komponenten der Kraftwerksanlage sind untereinander durch Dampfverbindungsleitungen 14 beziehungsweise Kondensatleitungen 15 verbunden.
Zwischen der nicht dargestellten Hochdruck-Dampfturbine und der Niederdruck-Dampfturbine 1 befindet sich in der Dampfverbindungsleitung 14a ein Umschalter 16, der üblicherweise mit Klappen gebildet wird, mit dessen Hilfe der von der Hochdruck-Dampfturbine abströmende heiße Aktionsdampf durch eine weitere Dampfverbindungsleitung 14b zu einem Heizwärmetauscher 17 ableitbar ist. Je nach Einstellung des Umschalters 16 wird somit die Niederdruck-Dampfturbine 1 nicht mit heißen Aktionsdampf beaufschlagt. Der an der Niederdruck-Dampfturbine 1 vorbeigeführte Aktionsdampf wird in dem Heizwärmetauscher 17 kondensiert und fließt als Kondensat dem Kondensatbehälter 18 zu.
Die Niederdruck-Dampfturbine 1 ist mit der Hochdruck-Dampfturbine starr gekuppelt, so daß die gleichfalls nicht dargestellten Rotoren beider Dampfturbinen synchron laufen. Wird der von der Hochdruck-Dampfturbine abströmende Aktionsdampf an der Niederdruck-Dampfturbine 1 vorbeigeführt, d.h. diese rotiert im Leerlauf, so tritt in der Niederdruck-Dampfturbine 1 aufgrund des darin herrschenden statischen Druckes, der dem Druck des Dampfes in dem dem Kondensator 5 nachgeordneten Kondensatbehälter 18 entspricht, Reibung auf.
Zur Einspritzung eines Kühlmediums, vorzugsweise Kondensat und/oder Dampf, in wenigstens eine Niederdruckstufe 4 der Dampfturbine 1 ist zwischen einem Dampfeinlaßbereich 2, der der Beaufschlagung mit Aktionsdampf dient, und einem Dampfauslaßbereich 3, durch den der in der Niederdruck-Dampfturbine 1 entspannte Dampf zu dem Kondensator 5 geführt wird, ein Dosierventil 13 angeordnet, das mit einer Dosiereinrichtung 7 und dem Kühlsystem 6 verbunden ist. In dem Kondensatbehälter 18 wird das Kondensat mittels Dampf beheizt, der durch eine Heizdampfleitung 14c von der nicht dargestellten Hochdruck-Dampfturbine zugeführt wird. Oberhalb des Kondensatspiegels befindet sich in dem Kondensatbehälter 18 ein mit Dampf gefüllter Dampfraum 19. Diesem Dampfraum 19 wird Dampf entnommen und durch eine Dampfüberleitung 20 der Dosiereinrichtung 7 zugeführt. Weiterhin wird der Dosiereinrichtung 7 durch eine Kondensatüberleitung 21 Kondensat aus dem Kondensatbehälter 18 mittels einer Kondensatpumpe 23 zugeführt. Dampf und Kondensat werden in der Dosiereinrichtung 7 zu einem Dampf-Kondensat-Gemisch aufbereitet und anschließend über das Dosierventil 13, welches benachbart zu der zu kühlenden Niederdruckstufe 4 angeordnet ist, eingespritzt und zwar bevorzugt in Abhängigkeit von einem mittels Temperatursensor 11 in der Niederdruckstufe 4 gemessenen Temperaturwert und von einem von je im Dampfeinlaßbereich 2 und Dampfauslaßbereich 3 angeordneten Drucksensoren 8 und 9 gemessenen Druckwerten ermittelten mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe 4 korrelienden Parameter. Die Aktivierung der Einspritzung des Kühlmediums erfolgt bei Überschreiten eines vorgegebenen Grenzwertes der Temperatur und/oder des Parameters. Die Deaktivierung der Einspritzung des Kühlmediums erfolgt bei Unterschreiten eines vorgegeben Grenzwertes des Parameters. Dosiereinrichtung 7 und Dosierventil 13 sind über Steuerleitungen 12, der Temperatursensor 11 und die Drucksensoren 8 und 9 über wenigstens eine elektrische Verbindung 22, mit der elektronischen Leiteinheit 10 verbunden. Diese zeichnet sich bevorzugt dadurch aus, daß aus zur Steuerung und/oder Regelung der Dampfturbine 1 vorhandenen und/oder ankommenden Daten und Meßwerten auch der mit dem Massendurchsatz korrelierende Parameter ermittelt wird und/oder Signale zur automatischen Steuerung und/oder Regelung des Kühlsystems 6 und der Dosiereinrichtung 7 sowie zur automatischen Regelung einer Kühlmittelmenge erzeugt werden. Hierdurch läßt sich in vorteilhafter Weise die Einspeisung automatisieren und regeln, wobei insbesondere hinsichtlich der Menge von eingespeistem Dampf-Kondensat-Gemisch dies vorzugsweise mittels eines in der Leiteinheit 10 gespeicherten Kennfeldes erfolgt. Somit-ist eine geregelte Kühlung der Niederdruck-Dampfturbine 1 bei Ventilationsbetrieb, ohne Arbeitsleistungsabgabe durchführbar.
Sofern kein Kondensatbehälter 18 für eine Entnahme von Dampf beziehungsweise Kondensat zur Verfügung steht, kann Dampf beispielsweise dem Heizwärmetauscher 17 oder einem nicht dargestellten der Hochdruck-Dampfturbine zugeordneten Vorwärmer entnommen werden.
Die Kühlung einer Niederdruckstufe 4 einer Dampfturbine 1 nach der Erfindung verhindert in vorteilhafter Weise insbesondere eine Gefährdung der Beschaufelung der Dampfturbine 1 durch Tropfenschlagerosion und ist leichter regelbar als nur von der Temperatur abhängige Regelsysteme.

Claims (18)

  1. Verfahren zur Kühlung wenigstens einer Niederdruckstufe (4) einer Dampfturbine (1) mit einem Dampfeinlaßbereich (2) und einem Dampfauslaßbereich (3), wobei die Dampfturbine (1) mit wenigstens einem Kondensator (5) verbunden oder als Gegendruckturbine ausgebildet ist dadurch gekennzeichnet, daß als Kühlmedium Kondensat und/oder Dampf aus einem Kühlsystem (6) über eine Dosiereinrichtung (7) in die Niederdruckstufe (4) eingespritzt werden und zwar in Abhängigkeit von einem in der Niederdruckstufe (4) gemessenen Temperaturwert und von einem direkt oder indirekt mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe (4) korrelierenden Parameter.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet, daß der mit dem Massendurchsatz korrelierende Parameter mittels wenigstens eines vor und wenigstens eines hinter der Niederdruckstufe (4) angeordneten Sensors (8, 9), insbesondere Drucksensors, bestimmt wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 2,
    dadurch gekennzeichnet, daß der korrelierende Parameter aus von den Drucksensoren (8, 9) gemessenen Druckwerten ermittelt wird, insbesondere aus dem Druckverhältnis zwischen dem Druck vor der Niederdruckstufe (4) zu dem Druck nach der Niederdruckstufe (4).
  4. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, daß die Aktivierung der Einspritzung des Kühlmediums bei Überschreiten eines vorgegebenen Grenzwertes der Temperatur und/oder des Parameters erfolgt.
  5. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, daß die Deaktivierung der Einspritzung des Kühlmediums bei Unterschreiten eines vorgegebenen Grenzwertes des Parameters erfolgt.
  6. Verfahren nach Anspruch 4 oder 5,
    dadurch gekennzeichnet, daß Aktivierung und Deaktivierung der Einspritzung des Kühlmediums automatisch erfolgen.
  7. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die Dampfturbine (1) eine elektronische Leiteinheit (10) aufweist, dadurch gekennzeichnet, daß wenigstens ein Teil der von mindestens einem Temperatursensor (11) und den Drucksensoren (8, 9) stammenden Daten und Meßwerten an die elektronische Leiteinheit (10) übermittelt werden.
  8. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, daß in der Leiteinheit (10) aus zur Steuerung und/oder Regelung der Dampfturbine (1) vorhandenen und/oder ankommenden Daten und Meßwerten auch der mit dem Massendurchsatz korrelierende Parameter ermittelt wird und/oder Signale zur automatischen Steuerung und/oder Regelung des Kühlsystems (6) und der Dosiereinrichtung (7) sowie zur automatischen Regelung einer Kühlmittelmenge erzeugt werden.
  9. Verfahren nach Anspruch 8,
    dadurch gekennzeichnet, daß wenigstens die automatische Regelung der Kühlmittelmenge mittels eines in der Leiteinheit (10) gespeicherten Kennfeldes erfolgt.
  10. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, daß wenigstens im Bereich der Einspritzung des Kühlmediums der Dampf zugleich das Kondensat transportiert.
  11. Vorrichtung zur Kühlung wenigstens einer Niederdruckstufe (4) einer Dampfturbine (1) mit einem Dampfeinlaßbereich (2) und einem Dampfauslaßbereich (3), wobei die Dampfturbine mit wenigstens einem Kondensator (5) verbunden oder als Gegendruckturbine ausgebildet ist und wobei als Kühlmedium Kondensat und/oder Dampf aus einem Kühlsystem (6) über eine Dosiereinrichtung (7) in die Niederdruckstufe (4) einspritzbar ist, umfassend
    wenigstens einen im Bereich der Niederdruckstufe (4) angeordneten Temperatursensor (11),
    mindestens eine Einrichtung (8, 9) zur Bestimmung eines direkt oder indirekt mit dem Massendurchsatz durch die Niederdruckstufe (4) korrelierenden Parameters sowie
    eine Leiteinheit (10) zur Steuer- und/oder Regelung des Kühlsystems (6) und der Dosiereinrichtung (7) in Abhängigkeit von dem mit dem Temperatursenor (11) gemessenen Temperaturwert und in Abhängigkeit von dem mit dem Massendurchsatz korrelierenden Parameter.
  12. Vorrichtung nach Anspruch 11,
    dadurch gekennzeichnet, daß die Einrichtung zur Bestimmung des korrelierenden Parameters wenigstens zwei Sensoren (8, 9) umfaßt, welche vor und hinter der Niederdruckstufe (4) angeordnet sind.
  13. Vorrichtung nach Anspruch 11 oder 12,
    dadurch gekennzeichnet, daß der wenigstens eine vor der Niederdruckstufe (4) angeordnete Sensor (8) im Dampfeinlaßbereich (2) der Dampfturbine (1) angeordnet ist.
  14. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 11 bis 13,
    dadurch gekennzeichnet, daß der wenigstens eine hinter der Niederdruckstufe (4) angeordnete Sensor (8) im Dampfauslaßbereich (2) der Dampfturbine (1), insbesondere in dem mit der Dampfturbine (1) verbundenen Kondensator (5), angeordnet ist.
  15. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 11 bis 14,
    dadurch gekennzeichnet, daß die Sensoren (8, 9) Drucksensoren sind.
  16. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 11 bis 15,
    dadurch gekennzeichnet, daß der wenigstens eine Temperatursenor (11) und die Drucksensoren (8, 9) mit der Leiteinheit (10) über wenigstens eine elektrische Verbindung (22) verbunden sind.
  17. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 11 bis 16,
    dadurch gekennzeichnet, daß in der Leiteinheit (10) ein Kennfeld, insbesondere zur automatischen Regelung einer Kühlmittelmenge, gespeichert ist.
  18. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 11 bis 17,
    dadurch gekennzeichnet, daß die Dosiereinrichtung (7), welche insbesondere mindestens ein Dosierventil (13) aufweist, benachbart zu der zu kühlenden Niederdruckstufe (4) angeordnet ist.
EP99936273A 1998-05-26 1999-05-19 Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine Expired - Lifetime EP1090208B1 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19823251 1998-05-26
DE19823251A DE19823251C1 (de) 1998-05-26 1998-05-26 Verfahren und Vorrichtung zur Kühlung einer Niederdruckstufe einer Dampfturbine
PCT/DE1999/001493 WO1999061758A2 (de) 1998-05-26 1999-05-19 Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP1090208A2 EP1090208A2 (de) 2001-04-11
EP1090208B1 true EP1090208B1 (de) 2003-05-02

Family

ID=7868810

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP99936273A Expired - Lifetime EP1090208B1 (de) 1998-05-26 1999-05-19 Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP1090208B1 (de)
JP (1) JP4253128B2 (de)
CN (1) CN1119506C (de)
DE (2) DE19823251C1 (de)
WO (1) WO1999061758A2 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10301965B2 (en) 2014-09-26 2019-05-28 Kabushiki Kaisha Toshiba Steam turbine

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1152125A1 (de) * 2000-05-05 2001-11-07 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Kühlung eines Einström-Wellenbereichs einer Dampfturbine
EP1154123A1 (de) 2000-05-10 2001-11-14 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Kühlung einer Welle in einem Hochdruck-Expansionsabschnitt einer Dampfturbine
EP1630362A1 (de) * 2004-08-23 2006-03-01 Siemens Aktiengesellschaft Dampfturbine mit Anzapfung durch hohle Leitschaufel
ITTO20050281A1 (it) * 2005-04-27 2006-10-28 Ansaldo Energia Spa Impianto a turbina provvisto di un prelievo di vapore e di un sistema per raffreddare una sezione di turbina disposta a valle di tale prelievo
EP1998014A3 (de) * 2007-02-26 2008-12-31 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer mehrstufigen Dampfturbine
DE102008033402A1 (de) 2008-07-16 2010-01-21 Siemens Aktiengesellschaft Dampfturbinenanlage sowie Verfahren zum Betreiben einer Dampfturbine
JP5866819B2 (ja) 2011-06-27 2016-02-24 株式会社Ihi 廃熱発電装置
EP2620604A1 (de) 2012-01-25 2013-07-31 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Steuerung eines Abkühlungsprozesses von Turbinenkomponenten
EP2657467A1 (de) * 2012-04-27 2013-10-30 Siemens Aktiengesellschaft Zwangskühlung bei Dampfturbinenanlagen
US9719372B2 (en) 2012-05-01 2017-08-01 General Electric Company Gas turbomachine including a counter-flow cooling system and method
EP2918788A1 (de) * 2014-03-12 2015-09-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Abkühlen einer Dampfturbine
PL232314B1 (pl) 2016-05-06 2019-06-28 Gen Electric Maszyna przepływowa zawierająca system regulacji luzu
US10309246B2 (en) 2016-06-07 2019-06-04 General Electric Company Passive clearance control system for gas turbomachine
KR101907741B1 (ko) * 2016-06-27 2018-10-12 두산중공업 주식회사 스팀터빈의 윈디지 로스 방지 장치
US10605093B2 (en) 2016-07-12 2020-03-31 General Electric Company Heat transfer device and related turbine airfoil
US10392944B2 (en) 2016-07-12 2019-08-27 General Electric Company Turbomachine component having impingement heat transfer feature, related turbomachine and storage medium
CN107035439B (zh) * 2017-06-27 2023-09-12 中国船舶重工集团公司第七�三研究所 一种凝汽式汽轮机后汽缸冷却系统
CN107524478B (zh) * 2017-07-18 2024-05-28 华电电力科学研究院有限公司 用于抽凝背系统的低压缸冷却装置及其应用
CN108952844A (zh) * 2018-07-13 2018-12-07 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 一种200mw超高压背压式汽轮机
CN109736904B (zh) * 2019-03-08 2024-02-27 张黎明 一种消除低压缸胀差、变形的温度控制系统及方法
CN110439635A (zh) * 2019-06-05 2019-11-12 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 针对汽轮机切缸运行下的长叶片冷却系统及方法
CN111677569A (zh) * 2020-05-30 2020-09-18 中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院 一种汽轮机低压缸进汽全切后低压缸冷却系统

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3173654A (en) * 1962-03-14 1965-03-16 Burns & Roe Inc Temperature control of turbine blades on spinning reserve turbines
JPS58117306A (ja) * 1981-12-29 1983-07-12 Hitachi Ltd コンバインドプラント
DE4129518A1 (de) * 1991-09-06 1993-03-11 Siemens Ag Kuehlung einer niederbruck-dampfturbine im ventilationsbetrieb
JP2990985B2 (ja) * 1992-12-16 1999-12-13 富士電機株式会社 蒸気タービンの翼温度上昇防止装置

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10301965B2 (en) 2014-09-26 2019-05-28 Kabushiki Kaisha Toshiba Steam turbine

Also Published As

Publication number Publication date
JP4253128B2 (ja) 2009-04-08
DE19823251C1 (de) 1999-07-08
DE59905336D1 (de) 2003-06-05
CN1306600A (zh) 2001-08-01
WO1999061758A2 (de) 1999-12-02
EP1090208A2 (de) 2001-04-11
WO1999061758A3 (de) 2000-01-13
JP2002516946A (ja) 2002-06-11
CN1119506C (zh) 2003-08-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1090208B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur kühlung einer niederdruckstufe einer dampfturbine
EP0602040B1 (de) Kühlung einer niederdruck-dampfturbine im ventilationsbetrieb
DE102011000347B4 (de) Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem Heiß- und Warmwasserzufuhren enthaltenden Brennstoffheizsystem
DE69630359T2 (de) Gasturbine mit Wassereinspritzung
DE69828337T2 (de) Gasturbine
EP0929736B1 (de) Dampfturbine sowie verfahren zur kühlung einer dampfturbine im ventilationsbetrieb
EP1442203A1 (de) Verfahren zur steuerung der kühlluftmassenströme einer gasturbogruppe
CH702739A2 (de) Brennstoffzufuhrsystem für eine Gasturbine.
DE102010036487A1 (de) System und Verfahren zum Liefern von Brennstoff an eine Gasturbine
DE102011008649A1 (de) Turbinenreinigung
DE68903746T2 (de) Startmethode und -vorrichtung fuer eine gasturbine.
DE10123489A1 (de) Vorrichtung zum Kühlen einer Materialbahn
EP1956294A1 (de) Feuerungsanlage und Verfahren zum Betrieb einer Feuerungsanlage
WO2010009839A2 (de) Dampfkreisprozessvorrichtung und verfahren zur steuerung derselben
EP2781698A1 (de) Gasturbine und Verfahren zum Betreiben der Gasturbine
EP2828507B1 (de) Verfahren zur bestimmung wenigstens einer feuerungstemperatur für die regelung einer gasturbine
WO2012143272A1 (de) Wärmeübertrageranordnung und verfahren zum erwärmen eines arbeitsgases
CH640598A5 (en) Steam power plant with air-cooled steam condenser
EP2837896B1 (de) Luftbefeuchtungsanordnung und Verfahren zum Befeuchten eines Luftstroms
DE1035158B (de) Verfahren zum Betrieb einer Dampfkraft-anlage mit einem nach dem Einrohrsystem und vorzugsweise mit ueberkritischem Druck arbeitenden Zwangdurchlauf-Dampferzeuger und Vorrichtung zur Ausfuehrung des Verfahrens
WO2016078927A1 (de) Gasturbinenanlage
WO2015121035A1 (de) Verfahren zum betreiben eines verdichterstrangs und derselbe
CH272069A (de) Verfahren und Einrichtung zur Beeinflussung des Temperaturzustandes im Rotor einer Turbomaschine.
DE1426913C (de) Dampfkraftanlage
DE953610C (de) Verfahren und Einrichtung zum Betrieb von Entnahmeturbinenanlagen

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

17P Request for examination filed

Effective date: 20001108

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): CH DE FR GB LI

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Designated state(s): CH DE FR GB LI

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REF Corresponds to:

Ref document number: 59905336

Country of ref document: DE

Date of ref document: 20030605

Kind code of ref document: P

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
ET Fr: translation filed
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

Effective date: 20040203

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PCAR

Free format text: SIEMENS SCHWEIZ AG;INTELLECTUAL PROPERTY FREILAGERSTRASSE 40;8047 ZUERICH (CH)

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 18

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20160512

Year of fee payment: 18

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20160512

Year of fee payment: 18

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Payment date: 20160802

Year of fee payment: 18

Ref country code: DE

Payment date: 20160720

Year of fee payment: 18

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PCOW

Free format text: NEW ADDRESS: WERNER-VON-SIEMENS-STRASSE 1, 80333 MUENCHEN (DE)

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 59905336

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20170519

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170531

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170531

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

Effective date: 20180131

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: 20171201

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170519

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170531