EP2620600A1 - Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage - Google Patents

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EP2620600A1
EP2620600A1 EP12152436.7A EP12152436A EP2620600A1 EP 2620600 A1 EP2620600 A1 EP 2620600A1 EP 12152436 A EP12152436 A EP 12152436A EP 2620600 A1 EP2620600 A1 EP 2620600A1
Authority
EP
European Patent Office
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steam
turbine
sealing
power plant
shaft
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP12152436.7A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Tobias Hogen
Bernd Leu
Norbert Pieper
Michael Wechsung
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
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Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Priority to EP12152436.7A priority Critical patent/EP2620600A1/de
Publication of EP2620600A1 publication Critical patent/EP2620600A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • 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
    • F01D11/00—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages
    • F01D11/02—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages by non-contact sealings, e.g. of labyrinth type
    • F01D11/04—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages by non-contact sealings, e.g. of labyrinth type using sealing fluid, e.g. steam
    • 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

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a steam power plant with a steam turbine, in which a seal area is applied to a shaft of the steam turbine with sealing steam to avoid air ingress, wherein the sealing steam is taken as tapping steam in the steam power plant. It also relates to a steam turbine.
  • the thermal energy of steam in a steam turbine is used to generate electricity.
  • the steam required to operate the steam turbine is generated in a steam boiler from previously purified and treated water. By further heating the steam in the superheater, the temperature and the specific volume of the steam increase. From the steam boiler, the steam flows via pipelines into the steam turbine, where it delivers part of its previously absorbed energy as kinetic energy to the turbine.
  • a generator is coupled, which converts the mechanical power into electrical power. Thereafter, the expanded and cooled vapor flows into the condenser where it condenses by heat transfer to the environment and collects as liquid water at the lowest point of the condenser.
  • condensate pumps and preheaters through the water is temporarily stored in a feedwater tank and then fed via the feed pump to the boiler again.
  • Steam boilers are usually fired with conventional fuels such as oil, natural gas, hard coal or lignite. There are also power plants whose main task is waste incineration. In addition, the steam boilers of large power plants also become thermal Disposal of liquid, combustible or non-combustible, wastes such as oil-water mixtures used.
  • the first turbine part on the steam side is called a high-pressure turbine, which after the intermediate superheat the following turbine as a medium-pressure turbine and the adjoining turbines as low-pressure turbines. If all the sub-turbines are arranged on one branch, usually between one and three low-pressure turbines are used, depending on the plant output and cooling water temperatures.
  • the low-pressure turbines are often sealed in the shaft by means of sealing steam.
  • the continuous flow of the sealing steam prevents a collapse of ambient air in the shaft sealing regions of the respective turbine.
  • the required for the evaporation of the low-pressure turbine sealing steam is usually removed during load operation from the shaft sealing areas of the high and medium pressure turbine.
  • the sealing steam is removed from the circuit at a suitable position (usually before reheating) and for starting operations, sealing steam is supplied from an external source (eg auxiliary boiler).
  • the axial fixation of the shaft is typically done in a thrust bearing.
  • different partial displacements occur between the rotor and the inner housing of the respective sub-turbine, in particular in the axial direction, in the case of several sub-turbines.
  • the shifts are getting bigger, the farther the individual turbine part is removed from the thrust bearing.
  • the absolute displacement of the shaft in operation can have values up to about 80 mm.
  • the described shaft displacement acts to limit the efficiency.
  • the displacement which means a relative displacement of the housing and shaft of the respective turbine to compensate by appropriate radial clearance between the conical final stage blades and inner casing of the turbine parts.
  • the resulting radial gaps allow passage of vapor without release of thermal energy, so that the efficiency decreases with increasing gap size.
  • the degree of relative displacement between shaft and housing also determines the required distance between the guide and blade rings. This can lead to fewer steps being able to be accommodated for the blading given the axial space available for the blading. Since in this case the enthalpy gradient is increased per stage, this also has a negative impact on the expansion efficiency.
  • the permissible absolute displacement of the shaft is determined by the specifications of the generator, which is typically furthest from the axial bearing on the shaft. It is individually different. Since the displacement increases as described above, the farther the generator is away from the thrust bearing, the maximum permissible absolute displacement of the shaft in the generator limits the maximum distance of the generator from the thrust bearing and thus the available axial space. However, this limits the number of possible sub-turbines and pressure stages between thrust bearing and generator and thus the efficiency of the steam power plant, unless it an alternative arrangement would be provided, but would result in a more complex system planning.
  • the invention is therefore based on the object to provide a method for operating a steam power plant and a steam turbine, which allow a particularly high efficiency with relatively little expensive technical means.
  • This object is achieved according to the invention by cooling the sealing vapor between removal and application of the sealing area.
  • the invention is based on the consideration that a particularly high efficiency would be achievable with a reduction of the radial gaps, for which purpose the displacement of the shaft during operation should be minimized.
  • the radial displacement of the shaft is caused by the axial expansion during operation, which in turn is caused by high thermal load.
  • the thermal load should be reduced. This can be achieved, in particular, in the shaft seal areas, which are sealed with hot barrier vapor.
  • a reduction of the thermal load can be achieved here by reducing the temperature of the sealing steam. This can be achieved by cooling the sealing vapor between removal and pressurization of the sealing area.
  • a multiple reheat is carried out in a steam cycle of the steam power plant, d. H.
  • a first intermediate superheating is carried out in the steam boiler, the steam is introduced into a first medium-pressure turbine where it is decompressed and then overheated a second time in the steam boiler. Thereafter, it is introduced into a second medium-pressure turbine. If necessary, this process can be continued.
  • a steam power plant is advantageously operated with the described method.
  • the steam turbine is designed as a low-pressure turbine.
  • a shaft seal by means of sealing steam is often required, since here is due to the low pressures to prevent air ingress.
  • the described cooling offers special advantages.
  • a steam power plant comprises in an advantageous embodiment of such a steam turbine.
  • the steam power plant in this case comprises a steam cycle, which is designed for multiple reheating.
  • the cooling described here also offers particular advantages.
  • the housing of the steam turbine is connected to a further housing of another steam turbine via a push rod.
  • the displacement of the housing can be reduced, for. B. by connecting the medium-pressure outer housing with the low pressure inner housing. The efficiency-relevant relative displacement of shaft and housing is thereby further reduced.
  • the advantages achieved by the invention are in particular that a smaller thermal load of the shaft is achieved by the cooling of the sealing steam and the relative displacements between the shaft and housing and the absolute displacement of the rotor is reduced in particular at the low-pressure turbines.
  • This makes it possible to remain in the allowable for the generator range of absolute shaft displacement even in systems with multiple reheater and to avoid additional thermodynamic losses due to higher distances between blades and blades and larger radial clearance over the tapered conical freestanding power amplifiers. It can also be avoided under certain circumstances that the usual arrangement of the individual turbine sections must be changed.
  • FIG. 1 shows schematically a part of a steam power plant with a shaft together with a graphical representation of the shaft displacement.
  • FIG shows in the upper part schematically a fragmentary view of a steam turbine 1.
  • This has a high-pressure turbine 2, a medium-pressure turbine 4 and three low-pressure turbines 6.
  • the medium and low-pressure turbines 4, 6 are configured in each case double-flow.
  • the turbines 2, 4, 6 are arranged in the order mentioned from left to right on a common shaft 8, ie the rotor.
  • the shaft 8 is movably mounted between high-pressure turbine 2 and medium-pressure turbine 4 in a thrust bearing 10. At the high-pressure turbine 2 end facing away from the shaft 8, a generator 12 is arranged.
  • the turbines 2, 4, 6 each have an inner housing 14 and an outer housing 16. The feeding of the turbines with steam and the entire steam cycle with steam boiler and condenser are not shown.
  • the low-pressure turbines 6 each have a sealing vapor introduction device 18 in a sealing region on the outlet side of the vapor. This prevents air ingress.
  • the sealing steam is taken from the steam inlet and outlet side of the high-pressure turbine 2 and steam outlet side of the medium-pressure turbine 4 at a plurality of steam extraction devices 20 and supplied via a sealing steam line 22 to the sealing steam introduction means 18.
  • a cooling device 24 is arranged in the sealing steam line 22 between the sealing steam introduction device 18 and the steam extraction device 20.
  • the inner housing 16 of the low-pressure turbines 6 are connected to each other and to the outer housing 16 of the medium-pressure turbine 4 via push rods 26.
  • a further medium-pressure turbine is arranged on the shaft 8 in addition to the medium-pressure turbine 6, wherein the steam line system is designed for a double reheat.
  • the steam is taken from the high-pressure turbine 2, superheated and fed to the medium-pressure turbine 4.
  • the medium-pressure turbine 4 In the illustration of FIG it is then supplied to the low-pressure turbines 6.
  • he is again superheated and fed to the other medium-pressure turbine and then passed into the low-pressure turbines 6.
  • the displacement of the shaft 8 during operation and the displacement of the inner housing 14 and thus also the relative displacement of shaft 8 and inner housing 14 to each other are shown graphically in the lower part of FIG.
  • the abscissa indicates the axial location on the shaft 8 and is therefore shown in the same length for the representation of the steam power plant 1 in FIG with.
  • the ordinate indicates the displacement.
  • Curve 28 indicates the absolute displacement of the inner casings 16, curve 30 the absolute displacement of the shaft 8 without cooler 24 and curve 32 the absolute displacement of the shaft 8 with cooler 24.
  • the difference 34 of curve 30 and 28 thus shows the relative displacement of the shaft 8 and inner housing 16 without cooling device 24, the difference 36 of curve 32 and 28, the relative displacement of shaft 8 and inner housing 16 with cooling device 24th
  • the origin of the coordinate system is placed in the area of the axial bearing 10.
  • the displacement is zero, the curves 28, 30, 32 intersect the abscissa.
  • the curve 32 is always below the curve 30, d. H. with cooling of the sealing steam, the displacement of the shaft 8 is lower.
  • the relative displacement is also lower, so that a lower radial clearance is necessary and the efficiency of the steam power plant 1 can be increased. In the embodiment not shown, this allows a greater distance between generator 12 and thrust bearing 10, so that the insertion of a further medium-pressure turbine on the shaft 8 is possible in the first place.

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Abstract

Ein Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage (1) mit einer Dampfturbine (6), bei der zur Vermeidung von Lufteinbruch ein Dichtungsbereich an einer Welle (8) der Dampfturbine (6) mit Sperrdampf beaufschlagt wird, wobei der Sperrdampf in der Dampfkraftanlage (1) entnommen wird, soll einen besonders hohen Wirkungsgrad mit vergleichsweise wenig aufwändigen technischen Mitteln erlauben. Dazu wird der Sperrdampf zwischen Entnahme und Beaufschlagung des Dichtungsbereichs gekühlt.

Description

  • Die Erfindung betrifft Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage mit einer Dampfturbine, bei der zur Vermeidung von Lufteinbruch ein Dichtungsbereich an einer Welle der Dampfturbine mit Sperrdampf beaufschlagt wird, wobei der Sperrdampf als Anzapfdampf in der Dampfkraftanlage entnommen wird. Sie betrifft weiterhin eine Dampfturbine.
  • In einer Dampfkraftanlage wird die thermische Energie von Wasserdampf in einer Dampfturbine zur Stromerzeugung genutzt. Der zum Betrieb der Dampfturbine notwendige Wasserdampf wird in einem Dampfkessel aus zuvor gereinigtem und aufbereitetem Wasser erzeugt. Durch weiteres Erwärmen des Dampfes im Überhitzer nimmt die Temperatur und das spezifische Volumen des Dampfes zu. Vom Dampfkessel aus strömt der Dampf über Rohrleitungen in die Dampfturbine, wo er einen Teil seiner zuvor aufgenommenen Energie als Bewegungsenergie an die Turbine abgibt.
  • An die Turbine ist ein Generator angekoppelt, der die mechanische Leistung in elektrische Leistung umwandelt. Danach strömt der entspannte und abgekühlte Dampf in den Kondensator, wo er durch Wärmeübertragung an die Umgebung kondensiert und sich als flüssiges Wasser an der tiefsten Stelle des Kondensators sammelt. Über Kondensatpumpen und Vorwärmer hindurch wird das Wasser in einen Speisewasserbehälter zwischengespeichert und dann über die Speisepumpe erneut dem Dampfkessel zugeführt.
  • Dampfkessel werden meist mit konventionellen Brennstoffen wie Öl, Erdgas, Steinkohle oder Braunkohle befeuert. Es gibt auch Kraftwerke, deren Hauptaufgabe die Müllverbrennung ist. Daneben werden die Dampfkessel großer Kraftwerke auch zur thermischen Entsorgung von flüssigen, brennbaren oder nicht brennbaren, Abfällen wie Öl-Wasser-Gemischen eingesetzt.
  • Große fossil gefeuerte Dampfkraftanlagen verfügen üblicherweise über mehrere Teil(-dampf)-turbinen, die häufig gemeinsam mit dem Generator auf einer gemeinsamen Welle, d. h. einem gemeinsamen Strang angeordnet sind. Der Dampfkreislauf der Dampfkraftanlage durchläuft nacheinander die verschiedenen Teilturbinen, wobei durch die Entspannung in der jeweiligen Teilturbine jeweils ein Druck- und Temperaturverlust auftritt. Entsprechend der Druckbereiche bezeichnet man die Teilturbinen dementsprechend der anliegenden Drücke.
  • Zur Wirkungsgradsteigerung wird der Dampf häufig nach dem Durchlaufen einer Teilturbine erneut im Dampfkessel überhitzt (2wischenüberhitzung). Bei Anlagen mit einer derartigen Zwischenüberhitzung wird die dampfseitig erste Teilturbine als Hochdruckturbine bezeichnet, die nach der Zwischenüberhitzung folgende Turbine als Mitteldruckturbine und die daran anschließenden Turbinen als Niederdruckturbinen. Sofern alle Teilturbinen an einem Strang angeordnet sind, werden je nach Anlagenleistung und Kühlwassertemperaturen üblicherweise zwischen ein und drei Niederdruckturbinen eingesetzt.
  • Insbesondere die Niederdruckturbinen werden im Bereich der Welle häufig mittels Sperrdampf abgedichtet. Die kontinuierliche Strömung des Sperrdampfes verhindert dabei einen Einbruch von Umgebungsluft in die Wellendichtungsbereiche der jeweiligen Turbine. Der für die Bedampfung der Niederdruckturbinen erforderliche Sperrdampf wird im Lastbetrieb üblicherweise aus den Wellendichtungsbereichen der Hoch- und Mitteldruckturbine entnommen. Bei Schwachlasten wird der Sperrdampf an geeigneter Position aus dem Kreislauf entnommen (üblicherweise vor der Zwischenüberhitzung)und für Startvorgänge wird Sperrdampf aus externer Quelle bereitgestellt (z. B. Hilfskessel).
  • Die axiale Fixierung des Wellenstranges erfolgt typischerweise in einem Axiallager. Dadurch kommt es bei mehreren Teilturbinen zu unterschiedlichen Relativverschiebungen zwischen Rotor und Innengehäuse der jeweiligen Teilturbine, insbesondere in axialer Richtung. Die Verschiebungen werden dabei immer größer, je weiter die einzelne Teilturbine vom Axiallager entfernt ist. Insbesondere bei Dampfkraftanlagen mit drei Niederdruckturbinen kann die Absolutverschiebung der Welle im Betrieb Werte bis zu ca. 80 mm aufweisen.
  • Nachteiligerweise wirkt die beschriebene Wellenverschiebung wirkungsgradlimitierend. Einerseits ist nämlich die Verschiebung, die eine relative Verschiebung von Gehäuse und Welle der jeweiligen Turbine bedeutet, durch entsprechendes radiales Spiel zwischen konischen Endstufenschaufeln und Innengehäuse der Teilturbinen zu kompensieren. Die entstehenden radialen Spalte erlauben aber einen Durchgang von Dampf ohne Abgabe von thermischer Energie, so dass der Wirkungsgrad mit zunehmender Spaltgröße sinkt. Weiterhin bestimmt das Maß der relativen Verschiebung zwischen Welle und Gehäuse auch den erforderlichen Abstand zwischen Leit- und Laufschaufelkränzen. Dies kann dazu führen, dass bei gegebenen axialem Bauraum für die Beschaufelung weniger Stufen untergebracht werden können. Da in diesem Fall das Enthalpiegefälle pro Stufe erhöht wird, hat dies ebenfalls einen negativen Einfluss auf den Expansionswirkungsgrad.
  • Andererseits ist die erlaubte Absolutverschiebung der Welle durch die Vorgaben des typischerweise am weitesten vom Axiallager auf der Welle angeordneten Generators bestimmt. Sie ist individuell unterschiedlich. Da die Verschiebung wie oben beschrieben größer wird, je weiter der Generator vom Axiallager entfernt ist, limitiert die maximal erlaubte Absolutverschiebung der Welle im Generator den maximalen Abstand des Generators vom Axiallager und damit den verfügbaren axialen Bauraum. Dies limitiert aber die Anzahl der möglichen Teilturbinen und Druckstufen zwischen Axiallager und Generator und damit den Wirkungsgrad der Dampfkraftanlage, es sei denn, es würde eine alternative Anordnung vorgesehen, die aber eine aufwändigere Anlagenplanung zur Folge hätte.
  • Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage sowie eine Dampfturbine anzugeben, die einen besonders hohen Wirkungsgrad mit vergleichsweise wenig aufwändigen technischen Mitteln erlauben.
  • Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß gelöst, indem der Sperrdampf zwischen Entnahme und Beaufschlagung des Dichtungsbereichs gekühlt wird.
  • Die Erfindung geht dabei von der Überlegung aus, dass ein besonders hoher Wirkungsgrad mit einer Reduzierung der Radialspalte erreichbar wäre, wozu die Verschiebung der Welle im Betrieb minimiert werden sollte. Die radiale Verschiebung der Welle wird dabei durch die axiale Ausdehnung im Betrieb verursacht, die wiederum durch hohe thermische Belastung verursacht wird. Zur Reduzierung der Verschiebung der Welle sollte daher die thermische Belastung verringert werden. Dies ist insbesondere in den Wellendichtungsbereichen erreichbar, die mit heißem Sperrdampf abgedichtet werden. Eine Reduktion der thermischen Belastung ist hier durch Reduktion der Temperatur des Sperrdampfes erzielbar. Dies erreichbar, indem der Sperrdampf zwischen Entnahme und Beaufschlagung des Dichtungsbereichs gekühlt wird.
  • Vorteilhafterweise wird dabei in einem Dampfkreislauf der Dampfkraftanlage eine mehrfache Zwischenüberhitzung durchgeführt, d. h. wird nach einer Hochdruckturbine eine erste Zwischenüberhitzung im Dampfkessel durchgeführt, der Dampf in eine erste Mitteldruckturbine eingeleitet, dort entspannt und anschließend ein zweites Mal im Dampfkessel überhitzt. Danach wird er in eine zweite Mitteldruckturbine eingeleitet. Dieser Vorgang kann gegebenenfalls auch weiter fortgesetzt werden.
  • Gerade bei einer Dampfkraftanlage mit mehrfacher Zwischenüberhitzung bieten die oben beschriebenen Maßnahmen ganz besondere Vorteile, da hier die eingangs beschriebene Problematik erheblich verschärft ist: Einerseits bedeuten weitere Mitteldruckturbinen einen größeren Abstand der Niederdruckturbinen vom Axiallager und damit eine größere Verschiebung der Welle (bei der üblichen Anordnung: Hochdruck-Mitteldruck-Niederdruck-Generator), andererseits werden die Wellendichtungen der Niederdruckturbinen mit deutlich höherer Temperatur beaufschlagt, da der Sperrdampf aufgrund der doppelten Zwischenüberhitzung nur bei dem erhöhten Temperaturniveau zur Verfügung steht. Gerade hier ist eine Kühlung des Sperrdampfes besonders sinnvoll.
  • Eine Dampfkraftanlage wird vorteilhafterweise mit dem beschriebenen Verfahren betrieben.
  • Hinsichtlich der Dampfturbine für eine Dampfkraftanlage wird die Aufgabe gelöst, indem zur Vermeidung von Lufteinbruch ein Dichtungsbereich an einer Welle der Dampfturbine eine Sperrdampfeinführeinrichtung aufweist, die eingangsseitig mit einer Dampfentnahmeeinrichtung in der Dampfkraftanlage verbunden ist, wobei dampfseitig zwischen der Dampfentnahmeeinrichtung und der Sperrdampfeinführeinrichtung eine Kühleinrichtung angeordnet ist.
  • Vorteilhafterweise ist die Dampfturbine als Niederdruckturbine ausgelegt ist. Insbesondere bei Niederdruckturbinen ist eine Wellendichtung mittels Sperrdampf häufig erforderlich, da hier aufgrund der niedrigen Drücke ein Lufteinbruch zu verhindern ist. Hier bietet die beschriebene Kühlung besondere Vorteile.
  • Eine Dampfkraftanlage umfasst in vorteilhafter Ausgestaltung eine derartige Dampfturbine.
  • Vorteilhafterweise umfasst die Dampfkraftanlage dabei einen Dampfkreislauf, der für eine mehrfache Zwischenüberhitzung ausgelegt ist. Wie bereits beschrieben bietet die beschriebene Kühlung auch hier besondere Vorteile.
  • In weiterer vorteilhafter Ausgestaltung ist das Gehäuse der Dampfturbine mit einem weiteren Gehäuse einer weiteren Dampfturbine über eine Schubstange verbunden. Hierdurch kann die Verschiebung der Gehäuse verringert werden, z. B. durch Verbinden des Mitteldruck-Außengehäuses mit dem Niederdruck-Innengehäuse. Die wirkungsgradrelevante Relativverschiebung von Welle und Gehäuse wird dadurch weiter verringert.
  • Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, dass durch die Kühlung des Sperrdampfes eine geringere thermische Belastung der Welle erreicht wird und die relativen Verschiebungen zwischen Welle und Gehäuse sowie die absolute Verschiebung des Rotors insbesondere an den Niederdruckturbinen reduziert wird. Dadurch gelingt es, auch bei Anlagen mit mehrfacher Zwischenüberhitzung im für den Generator zulässigen Bereich der absoluten Wellenverschiebung zu bleiben und zusätzliche thermodynamische Verluste durch höhere Abstände zwischen Leit- und Laufschaufeln und durch größere Radialspiele über den im Spitzenbereich konisch ausgeführten freistehenden Endstufen zu vermeiden. Auch kann unter Umständen vermieden werden, dass die übliche Anordnung der einzelnen Teilturbinen verändert werden muss.
  • Die Erfindung wird anhand einer Zeichnung näher erläutert. Darin zeigt die Figur schematisch einen Teil einer Dampfkraftanlage mit einer Welle zusammen mit einer graphischen Darstellung der Wellenverschiebung.
  • Die FIG zeigt im oberen Teil schematisch ausschnittsweise eine Dampfkraftanlage 1. Diese weist eine Hochdruckturbine 2, eine Mitteldruckturbine 4 sowie drei Niederdruckturbinen 6 auf. Die Mittel- und Niederdruckturbinen 4, 6 sind dabei jeweils doppelflutig ausgestaltet. Die Turbinen 2, 4, 6 sind in der genannten Reihenfolge von links nach rechts auf einer gemeinsamen Welle 8, d. h. dem Rotor angeordnet.
  • Die Welle 8 ist zwischen Hochdruckturbine 2 und Mitteldruckturbine 4 in einem Axiallager 10 beweglich gelagert. Am der Hochdruckturbine 2 abgewandten Ende der Welle 8 ist ein Generator 12 angeordnet. Die Turbinen 2, 4, 6 weisen jeweils ein Innengehäuse 14 und ein Außengehäuse 16 auf. Die Speisung der Turbinen mit Dampf sowie der gesamte Dampfkreislauf mit Dampfkessel und Kondensator sind nicht dargestellt.
  • Zur Abdichtung der Welle 8 weisen die Niederdruckturbinen 6 dampfaustrittsseitig in einem Dichtungsbereich jeweils eine Sperrdampfeinführeinrichtung 18 auf. Diese verhindert einen Lufteinbruch. Der Sperrdampf wird dabei an einer Mehrzahl von Dampfentnahmeeinrichtungen 20 im Wellendichtungsbereich dampfeintritts- und -austrittsseitig der Hochdruckturbine 2 sowie dampfaustrittsseitig der Mitteldruckturbine 4 entnommen und über eine Sperrdampfleitung 22 den Sperrdampfeinführeinrichtungen 18 zugeführt.
  • Um den Wirkungsgrad zu erhöhen, soll nun die radiale Verschiebung der Welle 8, insbesondere die relative Verschiebung zu den Innengehäusen 16 minimiert werden. Dazu ist in der Sperrdampfleitung 22 zwischen Sperrdampfeinführeinrichtung 18 und Dampfentnahmeeinrichtung 20 eine Kühleinrichtung 24 angeordnet.
  • Zur weiteren Minimierung der Relativverschiebung von Welle 8 und Innengehäusen 16 sind die Innengehäuse 16 der Niederdruckturbinen 6 untereinander sowie mit dem Außengehäuse 16 der Mitteldruckturbine 4 über Schubstangen 26 verbunden.
  • In einer weiteren, nicht dargestellten Ausführungsform der Erfindung ist auf der Welle 8 neben der Mitteldruckturbine 6 eine weitere Mitteldruckturbine angeordnet, wobei das Dampfleitungssystem für eine zweifache Zwischenüberhitzung ausgelegt ist. Der Dampf wird aus der Hochdruckturbine 2 entnommen, überhitzt und der Mitteldruckturbine 4 zugeführt. In der Darstellung der FIG wird er dann den Niederdruckturbinen 6 zugeführt. In der nicht dargestellten Ausführungsform wird er nochmals überhitzt und der weiteren Mitteldruckturbine zugeführt und erst anschließend in die Niederdruckturbinen 6 geleitet.
  • Die Verschiebung der Welle 8 im Betrieb sowie die Verschiebung der Innengehäuse 14 und damit auch die Relativverschiebung von Welle 8 und Innengehäuse 14 zueinander sind im unteren Teil der FIG graphisch dargestellt. Die Abszisse zeigt dabei den axialen Ort auf der Welle 8 an und ist daher in gleicher Länge zur Darstellung der Dampfkraftanlage 1 in der FIG mit dargestellt. Die Ordinate zeigt die Verschiebung an.
  • Kurvenzug 28 zeigt die absolute Verschiebung der Innengehäuse 16 an, Kurvenzug 30 die absolute Verschiebung der Welle 8 ohne Kühleinrichtung 24 und Kurvenzug 32 die absolute Verschiebung der Welle 8 mit Kühleinrichtung 24. Die Differenz 34 von Kurvenzug 30 und 28 zeigt somit die relative Verschiebung von Welle 8 und Innengehäuse 16 ohne Kühleinrichtung 24 an, die Differenz 36 von Kurvenzug 32 und 28 die relative Verschiebung von Welle 8 und Innengehäuse 16 mit Kühleinrichtung 24.
  • Der Ursprung des Koordinatensystems ist in den Bereich des Axiallagers 10 gelegt. Hier beträgt die Verschiebung Null, die Kurvenzüge 28, 30, 32 schneiden die Abszisse. Mit zunehmendem Abstand vom Axiallager 10 nimmt die Verschiebung sowohl der Innengehäuse 16 als auch der Welle 8 zu. Der Kurvenzug 32 liegt jedoch stets unterhalb des Kurvenzugs 30, d. h. mit Kühlung des Sperrdampfes ist die Verschiebung der Welle 8 geringer. Die relative Verschiebung ist ebenfalls geringer, so dass ein geringeres Radialspiel nötig ist und der Wirkungsgrad der Dampfkraftanlage 1 erhöht werden kann. In der nicht gezeigten Ausführungsform erlaubt dies einen größeren Abstand zwischen Generator 12 und Axiallager 10, so dass die Einfügung einer weiteren Mitteldruckturbine auf der Welle 8 überhaupt erst möglich wird.

Claims (8)

  1. Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage (1) mit einer Dampfturbine (6), bei der zur Vermeidung von Lufteinbruch ein Dichtungsbereich an einer Welle (8) der Dampfturbine (6) mit Sperrdampf beaufschlagt wird,
    wobei der Sperrdampf in der Dampfkraftanlage (1) entnommen wird, wobei der Sperrdampf zwischen Entnahme und Beaufschlagung des Dichtungsbereichs gekühlt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    bei dem in einem Dampfkreislauf der Dampfkraftanlage (1) eine mehrfache Zwischenüberhitzung durchgeführt wird.
  3. Dampfkraftanlage (1),
    betrieben mit dem Verfahren nach Anspruch 1 oder 2.
  4. Dampfturbine (6) für eine Dampfkraftanlage (1),
    bei der zur Vermeidung von Lufteinbruch ein Dichtungsbereich an einer Welle (8) der Dampfturbine (6) eine Sperrdampfeinführeinrichtung (18) aufweist, die eingangsseitig mit einer Dampfentnahmeeinrichtung (20) in der Dampfkraftanlage (1) verbunden ist,
    wobei dampfseitig zwischen der Dampfentnahmeeinrichtung (20) und der Sperrdampfeinführeinrichtung (18) eine Kühleinrichtung (24) angeordnet ist.
  5. Dampfturbine (6) nach Anspruch 4,
    die als Niederdruckturbine (6) ausgelegt ist.
  6. Dampfkraftanlage (1) mit einer Dampfturbine (6) nach Anspruch 4 oder 5.
  7. Dampfkraftanlage (1) nach Anspruch 5 oder 6 mit einem Dampfkreislauf,
    der für eine mehrfache Zwischenüberhitzung ausgelegt ist.
  8. Dampfkraftanlage (1) nach einem der Ansprüche 5 bis 7, bei der das Gehäuse (14, 16) der Dampfturbine (6) mit einem weiteren Gehäuse (14, 16) einer weiteren Dampfturbine (4, 6) über eine Schubstange (26) verbunden ist.
EP12152436.7A 2012-01-25 2012-01-25 Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage Withdrawn EP2620600A1 (de)

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Application Number Priority Date Filing Date Title
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EP12152436.7A EP2620600A1 (de) 2012-01-25 2012-01-25 Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage

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Publication Number Publication Date
EP2620600A1 true EP2620600A1 (de) 2013-07-31

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Application Number Title Priority Date Filing Date
EP12152436.7A Withdrawn EP2620600A1 (de) 2012-01-25 2012-01-25 Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftanlage

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Country Link
EP (1) EP2620600A1 (de)

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