EP1917422A1 - Kondensationsverfahren - Google Patents

Kondensationsverfahren

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EP1917422A1
EP1917422A1 EP06761709A EP06761709A EP1917422A1 EP 1917422 A1 EP1917422 A1 EP 1917422A1 EP 06761709 A EP06761709 A EP 06761709A EP 06761709 A EP06761709 A EP 06761709A EP 1917422 A1 EP1917422 A1 EP 1917422A1
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EP
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condensate
condensation
turbine
condenser
air
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Michael Herbermann
Raimund Witte
Heinz Wienen
Andras Mikovics
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Original Assignee
GEA Energietchnik GmbH
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F28B9/08—Auxiliary systems, arrangements, or devices for collecting and removing condensate
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B1/00—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B1/00—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser
    • F28B1/06—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser using air or other gas as the cooling medium
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F28B9/10—Auxiliary systems, arrangements, or devices for extracting, cooling, and removing non-condensable gases

Definitions

  • the invention relates to a condensation method with the features in the preamble of patent claim 1.
  • the power plant efficiency is a factor that has a decisive influence on the economy, especially in the case of new planning of power plants. There are therefore many efforts to optimize steam power processes in thermal power plants. Particular attention is paid to the condensation system. In particular, the potential in terms of power plant efficiency is not yet optimally utilized when using air-cooled condensers, such as those often used in water shortages at the power plant site. Air-cooled condensers have the inherent disadvantage that only the dry air temperature can be used. In addition, when operating with particularly low evaporation pressures, the condensate subcooling is greater than with water-cooled surface condensers.
  • Air-cooled condensers usually have two condensation stages. In a first condensation stage, about 80-90% of the exhaust steam of a turbine is condensed. A 100% condensation in the first condensation stage is due to the process-related parameters, such as the fluctuating outside temperatures virtually impossible, so that in any case a second condensation stage for the residual steam condensation is required. For this reason, condensed and dephlegmatorily switched air-cooled condensers are often combined with each other, wherein the dephlegmatoric condensation is provided for residual vapor condensation, thus forming the second condensation stage.
  • the recovered condensate is fed directly to a Kondensatsammeitank. Subsequently, the condensate is fed to a degasser, is added in the treated as a replacement for loss of leakage processed water, to then be fed via a feed pump again upstream of the turbine evaporator. Since the condensate must be brought back to boiling temperature in the deaerator for degassing, it is detrimental to the energy balance if the condensate was previously overcooled, since ultimately an increased energy supply must be realized through the use of primary fuels. It is therefore desirable to minimize the overcooling of the condensate to minimize the use of primary fuels. At the same time, the aim is also to keep the amount of energy to be used for the condensation of the turbine exhaust steam as low as possible.
  • the invention has for its object to provide a condensation method in which the supercooling of the condensate can be minimized to improve the power plant efficiency.
  • the condensate stream obtained in the condenser is heated prior to introduction into a condensate storage tank in a condensate heating stage specially provided for this purpose.
  • the heating of the condensate stream takes place within the Kondensat mayber Anlagentrench by the turbine exhaust steam.
  • the partial steam flow emerging from the condenser is fed to a degasser, in which the partial steam flow heats colder additional feed water and completely condenses itself.
  • a condensate heating stage provided in addition to a degasser makes it possible, in the switching mode according to the invention, to significantly minimize condensate subcooling and thus to reduce the use of primary fuels.
  • the thermal energy of the turbine exhaust steam flow is used much more effectively, since it is not discharged through the capacitors to the environment, but flows to a large extent in the condensate, so the heat cycle is largely retained.
  • the reduced energy losses lead to the desired improvement in power plant efficiency.
  • a condensation of a part of the turbine exhaust steam flow is achieved at the same time, so that less exhaust steam enters the condenser.
  • the capacitors can be made smaller.
  • the first condensation stage that is the air-cooled condenser
  • the second condensation stage for condensing the excess steam.
  • the structure of the air-cooled condenser is simplified.
  • the inventive method is also applicable to capacitors, both condensed as well as dephlegmatorisch switched
  • the degassing of the additional feed water is first and foremost, preferably exclusively, in the designated degasser. Due to the heating of the condensate stream in the condensate warm-up stage, gases can also escape here as a result of the process, but the heated condensate is very poor in inert gases, so that only small amounts of gas are produced within the condensate-warming stage. The gases can be removed by suction just like a dephlegmator and, like a degasser.
  • the heated additional feed water from the degasifier is preferably also supplied to the condensate warm-up stage, so that the additional feed water is heated in two stages.
  • the condensate stream from the condenser is sufficient to condense a portion of the turbine effluent stream, complete condensation of the partial steam effluent exiting the condenser is virtually impossible for energy balance reasons. A condensation of the partial steam flow can be ensured by a sufficient amount of colder additional feed water in each case.
  • the condensate In order to improve the heat transfer within the Kondensaticar Anlagenr, it is intended to bring the condensate in droplet form with the turbine exhaust steam in contact. This can be done by passing the condensate over moldings and bringing it in countercurrent contact with the turbine effluent stream.
  • the shaped bodies can be arranged in cascade. In principle, a cascade-like arrangement of metal sheets without the use of molded bodies is also conceivable.
  • the decisive factor is the optimization of the heat transfer from the turbine waste steam to the supercooled condensate. In this context, it is considered particularly expedient to atomize the condensate for droplet formation.
  • the condensate can therefore be introduced by means of nozzles in the Kondensat mayberdicarmnote.
  • the droplets of supercooled condensate form condensation nuclei of low temperature within the condensate warm-up stage, thereby accelerating the condensation of the turbine effluent stream while at the same time raising the temperature of the conden
  • FIG. 1 shows a greatly simplified steam power process of a thermal power plant, in which a turbine waste steam stream 2 is fed to a condenser 3 from a turbine 1 via a line.
  • the condenser 3 is an air-cooled condenser with condenser-connected heat exchanger elements 4 and dephlegmatorily connected heat exchanger elements 5. A majority of the turbine waste steam flow condenses inside the condenser 3.
  • the recovered condensate K is supplied from the condenser 3, starting from a condensate warm-up stage 6, within which the supercooled condensate K comes into contact with the turbine waste steam stream 2.
  • the condensate K is heated so that a partial vapor stream of the turbine effluent stream 2 is condensed into the condenser 3 via line 7 and is returned directly to the material cycle as part of the condensate K3, even before the turbine effluent stream K.
  • a degasser 8 is provided, to which a partial steam flow T exiting from the condenser 3 is supplied.
  • the partial steam flow T is condensed by supplying colder additional feed water W. In this case, the additional feed water W is heated and degassed at the same time.
  • the degasser 8 serves as a sort of downstream second condensation stage.
  • the condensate K1 from the degasser 8 is fed to the condensate warm-up stage 6, in which the subcooling of the condensates K, K1 is used to condense a part of the turbine effluent stream 2.
  • FIG. 2 differs from that of Figure 1 primarily in that the capacitor 9 is connected only dephlegmatorisch. This can be seen at the steam inlet at the lower edge region of the condenser 9.
  • an excess steam condenser 11 is provided in addition to the degasser 8 as a second condensation stage.
  • the excess steam condenser 11 is used to excess vapor T2, which is already heavily enriched with inert gases from the condenser 9, completely to condense by adding feed water W. This has the effect that the additional feed water W is heated and mixed with the condensate from the excess steam.
  • the mixture is fed as condensate stream K2 to the condensate warm-up stage 6.
  • an air exhaust 10 is provided to remove gases from the material flow.
  • the air exhaust 10 is connected both to the exclusively dephlegmatorisch switched capacitor 9 and the dephlegmatorisch connected heat exchanger elements 5, as well as to the Kondensataufissermhand 6 and to the degasser 8 and the excess steam condenser 11.
  • the entire condensate K3 is fed in a manner not shown a Kondensatsammeitank.
  • FIG. 3 shows the calculated change in the thermal efficiency of the process (in%) plotted via condensate subcooling (in K).
  • ⁇ th P / (Qin + ⁇ Qin)
  • turbine output 600 MW exhaust steam mass flow 369 kg / s, exhaust steam enthalpy 2330 kJ / kg, evaporating pressure 7 kPa, saturated steam temperature 39 ° C, heat input 1400.26 MW.
  • the advantage of the method according to the invention is expressed by the fact that the supercooling of the condensate can be greatly reduced, which affects the improvement of the efficiency.

Abstract

Es wird ein Kondensationsverfahren beschrieben, bei welchem Abdampf einer Turbine (1) eines Kondensationskraftwerks zur Kondensation einem luftgekühlten Kondensator (3) zugeführt wird. Das in dem Kondensator (3) gewonnene Kondensat (K) wird vorab in einer Kondensataufwärmstufe (6) erwärmt, bevor es von einer Speisepumpe einem der Turbine (1) vorgeschalteten Verdampfer zugeführt wird. Das Kondensat (K) wird durch einen Teildampfstrom (T) der Turbine (1) erwärmt. Parallel zu der Kondensataufwärmstufe (6) ist ein Entgaser (8) zur Entgasung von Zusatzspeisewasser (W) geschaltet.

Description

Kondensationsverfahren
Die Erfindung betrifft ein Kondensationsverfahren mit den Merkmalen im Oberbegriff des Patentanspruchs 1.
Der Kraftwerkswirkungsgrad ist ein Faktor, der insbesondere bei Neuplanung von Kraftwerken einen entscheidenden Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit hat. Es gibt daher vielfältige Bemühungen, Dampfkraftprozesse in Wärmekraftwerken zu optimieren. Besonderes Augenmerk wird hierbei auch auf das Kondensationssystem gelegt. Insbesondere ist das Potential hinsichtlich des Kraftwerkwirkungsgrads noch nicht optimal ausgenutzt, wenn luftgekühlte Kondensatoren verwendet werden, wie sie häufig bei Wassermangel am Kraftwerksstandort zum Einsatz kommen. Luftgekühlte Kondensatoren haben den prinzipbedingten Nachteil, dass nur die Trockenlufttemperatur genutzt werden kann. Hinzu kommt, dass beim Betrieb mit besonders kleinen Abdampfdrücken auch die Kondensatunterkühlung größer ist als bei wassergekühlten Oberflächenkondensatoren.
Bei luftgekühlten Kondensatoren sind in der Regel zwei Kondensationsstufen vorhanden. In einer ersten Kondensationsstufe werden ca. 80-90 % des Abdampfes einer Turbine kondensiert. Eine 100 %ige Kondensation in der ersten Kondensationsstufe ist aufgrund der prozessbedingten Parameter, wie z.B. der schwankenden Außentemperaturen praktisch nicht möglich, so dass in jedem Fall eine zweite Kondensationsstufe für die Restdampfkondensation erforderlich ist. Aus diesem Grund werden häufig kondensatorisch und dephlegmatorisch geschaltete luftgekühlte Kondensatoren miteinander kombiniert, wobei die dephlegmatorische Kondensation zur Restdampfkondensation vorgesehen ist, also die zweite Kondensationsstufe bildet.
Üblicherweise wird das gewonnene Kondensat unmittelbar einem Kondensatsammeitank zugeführt. Anschließend wird das Kondensat einem Entgaser zugeleitet, in dem als Ersatz für Undichtigkeitsverluste aufbereitetes Zusatzwasser zugemischt wird, um daraufhin über eine Speisepumpe wieder einem der Turbine vorgeschalteten Verdampfer zugeführt zu werden. Da das Kondensat in dem Entgaser zur Entgasung wieder auf Siedetemperatur gebracht werden muss, ist es für die Energiebilanz nachteilig, wenn das Kondensat vorher zu stark unterkühlt wurde, da letztlich eine erhöhte Energiezufuhr durch den Einsatz von Primärbrennstoffen realisiert werden muss. Es wird daher angestrebt, die Unterkühlung des Kondensats so gering wie möglich zu halten, um den Einsatz von Primärbrennstoffen zu minimieren. Gleichzeitig wird angestrebt, die zur Kondensation des Turbinenabdampfs einzusetzende Energiemenge ebenfalls so gering wie möglich zu halten.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Kondensationsverfahren aufzuzeigen, bei welchem die Unterkühlung des Kondensats minimiert werden kann, um den Kraftwerkwirkungsgrad zu verbessern.
Diese Aufgabe ist bei einem Kondensationsverfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 gelöst.
Wesentlich bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist, dass der im Kondensator gewonnene Kondensatstrom vor der Einleitung in einen Kondensatsammeitank in einer eigens dafür vorgesehenen Kondensataufwärmstufe erwärmt wird . Die Erwärmung des Kondensatstroms erfolgt innerhalb der Kondensataufwärmstufe durch den Turbinenabdampfstrom. Gleichzeitig wird der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom einem Entgaser zugeführt, in welchem der Teildampfstrom kälteres Zusatzspeisewasser erwärmt und selber vollständig kondensiert. Eine zusätzlich zu einem Entgaser vorgesehene Kondensataufwärmstufe ermöglicht es in der erfindungsgemäßen Schaltungsweise, die Kondensatunterkühlung maßgeblich zu minimieren und damit den Einsatz von Primärbrennstoffen zu reduzieren. Modellrechnungen haben bestätigt, dass eine bei luftgekühlten Kondensatoren herkömmlicher Bauart festzustellende Unterkühlung des Kondensats in einem Bereich von ca. 1 - 6 K auf etwa 0,5 K gegenüber der Temperatur im Sättigungszustand hinter der Turbine reduziert werden kann. In Abhängigkeit von der Reduzierung der Unterkühlung steigt der Kraftwerkwirkungsgrad. Bei einem 600 MW Kraftwerk kann der thermische Wirkungsgrad um bis zu ca. 0,25 % verbessert werden, was in Anbetracht der Kraftwerkdimensionen als nicht zu vernachlässigende Größe zu werten ist.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren wird die thermische Energie des Turbinenabdampfstroms wesentlich effektiver genutzt, da sie nicht durch die Kondensatoren an die Umgebung abgegeben wird, sondern zu einem großen Teil in das Kondensat einfließt, also dem Wärmekreislauf weitestgehend erhalten bleibt. Die verringerten Energieverluste führen zu der angestrebten Verbesserung des Kraftwerkwirkungsgrads. Durch die Erwärmung des unterkühlten Kondensats wird gleichzeitig eine Kondensation eines Teils des Turbinenabdampfstroms erreicht, so dass weniger Abdampf in den Kondensator eintritt. Die Kondensatoren können dadurch unter Umständen kleiner ausgelegt werden.
Vorteilhafte Ausgestaltungen des Erfindungsgedankens sind Gegenstand der Unteransprüche.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es ausreichend, wenn die erste Kondensationsstufe, das heißt der luftgekühlte Kondensator, ausschließlich dephlegmatorisch geschaltet ist, da ein bei Dampfkraftprozessen ohnehin erforderlicher Entgaser als zweite Kondensationsstufe zur Kondensation des Überschussdampfs genutzt werden kann. Der Aufbau des luftgekühlten Kondensators wird dadurch vereinfacht. Selbstverständlich ist das erfindungsgemäße Verfahren auch bei Kondensatoren anwendbar, die sowohl kondensatorisch als auch dephlegmatorisch geschaltete
Wärmetauschelemente aufweisen.
Bei vollständig dephlegmatorisch geschalteten Kondensatoren wird bereits ein hoher Anteil des Abdampfes der Turbine kondensiert. Dennoch stellt sich der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom aus thermodynamischen Gründen selbsttätig so ein, dass ein hinreichender Volumenstrom im Entgaser zur Verfügung steht. Bei der dephlegmatorisch Schaltung der Kondensatoren wird der Turbinenabdampfstrom gewissermaßen über den Kondensator zu dem Entgaser durchgeleitet und tritt als Teildampfstrom aus. Sollte der aus dem Kondensator austretende Teildampfstrom unter bestimmten Umständen nicht ausreichen, um das kältere Zusatzspeisewasser hinreichend zu erwärmen, ist es möglich, dass ein weiterer Teildampfstrom des Turbinenabdampfstroms direkt, d.h. ohne den Weg über den Kondensator zugeführt wird. Ein erhöhter Wärmebedarf innerhalb des Entgasers besteht insbesondere dann, wenn größere Mengen aufbereiteten Zusatzspeisewassers in den Stoffkreislauf gegeben werden. Da das Zusatzspeisewasser regelmäßig eine deutlich niedrigere Temperatur als das Kondensat besitzt, wirkt es sich auch hier vorteilhaft auf die Energiebilanz eines Kondensationskraftwerks aus, wenn der Teilabdampfstrom aus dem Kondensator dazu genutzt wird, das Zusatzspeisewasser zu entgasen oder zumindest thermisch zur Entgasung beizutragen.
Die Entgasung des Zusatzspeisewassers erfolgt in allererster Linie, vorzugsweise ausschließlich, in dem dafür vorgesehenen Entgaser. Aufgrund der Erwärmung des Kondensatstroms in der Kondensataufwärmstufe können auch hier prozessbedingt Gase entweichen, allerdings ist das erwärmte Kondensat sehr arm an Inertgasen, so dass innerhalb der Kondensataufwärmstufe nur geringe Gasmengen anfallen. Die Gase können ebenso wie bei einem Dephlegmator und wie bei einem Entgaser durch eine Absaugung entfernt werden.
Sollte festgestellt werden, dass durch die Luftabsaugung aus dem Entgaser noch Überschussdampf abgesaugt wird ist es in einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung möglich, diesen Überschussdampf ebenfalls durch Zusatzwasser zu kondensieren. Auch hierdurch wird das Zusatzwasser erwärmt.
Das erwärmte Zusatzspeisewasser aus dem Entgaser wird vorzugsweise ebenfalls der Kondensataufwärmstufe zugeführt, so dass das Zusatzspeisewasser in zwei Stufen erwärmt wird. Der Kondensatstrom aus dem Kondensator reicht zwar aus, um einen Teil des Turbinenabdampfstroms zu kondensieren, eine vollständige Kondensation des aus dem Kondensator austretenden Teildampfstroms ist jedoch aus Gründen der Energiebilanz praktisch nicht möglich. Eine Kondensation des Teildampfstroms kann durch eine hinreichende Menge kälteren Zusatzspeisewassers in jedem Fall sichergestellt werden.
Um den Wärmeübergang innerhalb der Kondensataufwärmstufe zu verbessern, ist vorgesehen, das Kondensat in Tropfenform mit dem Turbinenabdampfstrom in Kontakt zu bringen. Dies kann dadurch geschehen, dass das Kondensat über Formkörper geleitet wird und im Gegenstromverfahren mit dem Turbinenabdampfstrom in Kontakt gebracht wird. Hierzu können die Formkörper kaskadenförmig angeordnet sein. Grundsätzlich ist auch eine kaskadenartige Anordnung von Blechen ohne Verwendung von Formkörpem denkbar. Entscheidend ist die Optimierung des Wärmeübergangs vom Turbinenabdampfstrom auf das unterkühlte Kondensat. In diesem Zusammenhang wird es als besonders zweckmäßig angesehen, das Kondensat zur Tropfenbildung zu zerstäuben. Das Kondensat kann also mittels Düsen in die Kondensataufwärmstufe eingebracht werden. Die Tropfen unterkühlten Kondensats bilden innerhalb der Kondensataufwärmstufe Kondensationskeime niedriger Temperatur, wodurch die Kondensierung des Turbinenabdampfstroms beschleunigt wird, während gleichzeitig die Temperatur des Kondensats energetisch günstig angehoben wird.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand der in den Figuren schematisch dargestellten Ausführungsbeispiele näher erläutert. Die Figur 1 zeigt einen stark vereinfachten Dampfkraftprozess eines Wärmekraftwerks, bei welchem aus einer Turbine 1 über eine Leitung ein Turbinenabdampfstrom 2 einem Kondensator 3 zugeführt wird. Bei dem Kondensator 3 handelt es sich um einen luftgekühlten Kondensator mit kondensatorisch geschalteten Wärmetauscherelementen 4 als auch dephlegmatorisch geschalteten Wärmetauscherelementen 5. Ein Großteil des Turbinenabdampfstroms kondensiert innerhalb des Kondensators 3.
Das gewonnene Kondensat K wird von dem Kondensator 3 ausgehend einer Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt, innerhalb welcher das unterkühlte Kondensat K mit dem Turbinenabdampfstrom 2 in Kontakt gelangt. Das Kondensat K wird erhitzt, so dass bereits vor Eintritt des Turbinenabdampfstroms K in den Kondensator 3 über die Leitung 7 ein Teildampfstrom des Turbinenabdampfstroms 2 kondensiert und als Teil des Kondensats K3 unmittelbar in den Stoffkreislauf zurückgeführt wird.
Des Weiteren ist ein Entgaser 8 vorgesehen, welchem ein aus dem Kondensator 3 austretender Teildampfstrom T zugeführt wird. Der Teildampfstrom T wird durch Zuführung kälteren Zusatzspeisewassers W kondensiert. Hierbei wird das Zusatzspeisewasser W erhitzt und gleichzeitig entgast. Der Entgaser 8 dient gewissermaßen als nachgeschaltete zweite Kondensationsstufe. Das Kondensat K1 aus dem Entgaser 8 wird der Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt, in welchem die Unterkühlung der Kondensate K, K1 zur Kondensation eines Teils des Turbinenabdampfstroms 2 genutzt wird.
Das Ausführungsbeispiel der Figur 2 unterscheidet sich von demjenigen der Figur 1 primär dadurch, dass der Kondensator 9 ausschließlich dephlegmatorisch geschaltet ist. Dies ist an dem Dampfeintritt am unteren Randbereich des Kondensators 9 zu erkennen.
Ein weiterer Unterschied ist, dass neben dem Entgaser 8 auch als zweite Kondensationsstufe ein Überschussdampfkondensator 11 vorgesehen ist. Der Überschussdampfkondensator 11 dient dazu, Überschussdampf T2, welcher schon stark mit Inertgasen aus dem Kondensator 9 angereichert ist, vollständig zu kondensieren und zwar durch Zusatzspeisewasser W. Das hat den Effekt, dass sich das Zusatzspeisewasser W erwärmt und sich mit dem Kondensat aus dem Überschussdampf vermischt. Das Gemisch wird als Kondensatstrom K2 der Kondensataufwärmstufe 6 zugeführt.
Bei beiden Ausführungsbeispielen ist eine Luftabsaugung 10 vorgesehen, um Gase aus dem Stoffstrom zu entfernen. Die Luftabsaugung 10 ist sowohl an den ausschließlich dephlegmatorisch geschalteten Kondensator 9 bzw. die dephlegmatorisch geschalteten Wärmetauscherelemente 5, als auch an die Kondensataufwärmstufe 6 sowie an den Entgaser 8 bzw. den Überschussdampfkondensator 11 angeschlossen. Das gesamte Kondensat K3 wird in nicht näher dargestellter Weise einem Kondensatsammeitank zugeführt.
Figur 3 zeigt die errechnete Veränderung des thermischen Wirkungsgrads des Prozesses (in %), aufgetragen über die Kondensatunterkühlung (in K). Grundlage für die in diesem Diagramm angegebenen Werte ist eine Berechnung nach der Formel ηth=P/(Qin+ΔQin), wobei mit ηth der Wirkungsgrad, mit P die Turbinenleistung, mit Qin die Wärmeeinspeisung und mit ΔQin die Zusatzwärme für die Kondensataufwärmung bezeichnet ist. Bei einem 600 MW Kraftwerk ergeben sich folgende Werte:
Folgende Parameter sind bei dieser Berechnung konstant: Turbinenleistung 600 MW, Abdampfmassenstrom 369 kg/s, Abdampfenthalpie 2330 kJ/kg, Abdampfdruck 7 kPa, Sattdampftemperatur 39°C, Wärmeeinspeisung 1400,26 MW. Der Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens kommt dadurch zum Ausdruck, dass die Unterkühlung des Kondensats stark reduziert werden kann, was sich in der Verbesserung des Wirkungsgrads auswirkt.
Bezugszeichen:
1 - Turbine
2 - Turbinenabdampfstrom
3 - Kondensator
4 - kondensatorisch geschaltetes Wärmetauscherelement
5 - dephlegmatorisch geschaltetes Wärmetauscherelement
6 - Kondensataufwärmstufe
7 - Leitung
8 - Entgaser
9 - Kondensator
10 - Luftabsaugung
11 - Überschussdampfkondensator
K - Kondensat K1 - Kondensat K2 - Kondensat K3 - Kondensat
T - Teildampfstrom T1 - Teildampfstrom T2 - Überschussdampf W - Zusatzspeisewasser

Claims

Patentansprüche
1. Kondensationsverfahren, bei welchem Wasser einem einer Turbine (1) eines Kondensationskraftwerks vorgeschalteten Verdampfer zugeführt wird, wobei der Turbinenabdampfstrom (2) zur Kondensation einem luftgekühlten Kondensator (3, 9) zugeführt wird, dadurch gekennzeichnet, dass der im Kondensator (3, 9 ) gewonnene Kondensatstrom (K) vor der Einleitung in einen Kondensatsammeitank in einer Kondensataufwärmstufe (6) erwärmt wird, wobei die Erwärmung des Kondensatstroms (K) innerhalb der Kondensataufwärmstufe (6) durch einen Turbinenabdampfstrom (2) erfolgt und wobei ein aus dem Kondensator (3, 9) austretender Teildamfstrom (T,T1) einem Entgaser (8) zugeführt wird, in welchem kälteres Zusatzspeisewasser (W) durch den Teildampfstrom (T,T1) erwärmt wird.
2. Kondensationsverfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der luftgekühlte Kondensator (9) dephlegmatorisch geschaltet ist.
3. Kondensationsverfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der luftgekühlte Kondensator (3) sowohl kondensatorisch geschaltete als auch dephlegmatorisch geschaltete Wärmetauschelemente (4, 5) aufweist.
4. Kondensationsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) in der Kondensatvorwärmstufe (5) in Tropfenform mit dem Turbinenabdampfstrom (2) in Kontakt gebracht wird.
5. Kondensationsverfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) zur Tropfenbildung über Formkörper geleitet wird.
6. Kondensationsverfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Formkörper kaskadenartig angeordnet sind.
7. Kondensationsverfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat (K, K1) zur Tropfenbildung zerstäubt wird.
EP06761709A 2005-08-25 2006-06-27 Kondensationsverfahren Not-in-force EP1917422B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

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EP06761709A Not-in-force EP1917422B1 (de) 2005-08-25 2006-06-27 Kondensationsverfahren

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EP (1) EP1917422B1 (de)
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