EP2986910B1 - System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung - Google Patents

System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung Download PDF

Info

Publication number
EP2986910B1
EP2986910B1 EP13779573.8A EP13779573A EP2986910B1 EP 2986910 B1 EP2986910 B1 EP 2986910B1 EP 13779573 A EP13779573 A EP 13779573A EP 2986910 B1 EP2986910 B1 EP 2986910B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
water
condensate
condenser
heat exchanger
steam
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.)
Active
Application number
EP13779573.8A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP2986910A1 (de
Inventor
Ingo Assmann
Tim Neuberg
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
Priority to EP13779573.8A priority Critical patent/EP2986910B1/de
Priority to PL13779573T priority patent/PL2986910T3/pl
Publication of EP2986910A1 publication Critical patent/EP2986910A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP2986910B1 publication Critical patent/EP2986910B1/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/32—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters arranged to be heated by steam, e.g. bled from turbines
    • F22D1/34—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters arranged to be heated by steam, e.g. bled from turbines and returning condensate to boiler with main feed supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/44—Use of steam for feed-water heating and another purpose
    • 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
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/50—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters incorporating thermal de-aeration of feed-water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/40—Use of two or more feed-water heaters in series

Definitions

  • the present invention relates to a system for feeding makeup water and preheating it into a water-steam cycle in a steam power plant. Furthermore, the present invention relates to a method for degassing make-up water in a water-steam cycle in a steam power plant.
  • the water-steam cycle When decoupling process steam / heat in steam power plants, the water-steam cycle must be refilled by means of the continuous supply of make-up water due to leaks and losses of process steam / condensate.
  • the make-up water is usually treated, but not degassed.
  • the additional water contains dissolved foreign gases, which must be expelled again in a degasser of the steam power process. In order to increase the process efficiency, the additional water must be preheated before entering the degasser.
  • make-up water also called makeup water
  • makeup water a conventional degassing
  • make-up water can be fed directly into a turbine condenser or into a low-pressure preheater.
  • this variant can only be used for smaller amounts of make-up water.
  • FIG. 2 Another conventional system for supplying make-up water is shown in a water-steam cycle.
  • the condensate from a conventional condenser 201 is pumped through a conventional condensate pump 202 into a container 204.
  • a mass flow m z of the make-up water is mixed in via a conventional supply line 203.
  • the water mixture is then pumped by another condensate pump 205 through conventional heating devices 206, 208 of the water-steam cycle into the conventional degassing device 209.
  • the water mixture is not degassed due to the additional water content and thus contains dissolved and corrosive media (eg oxygen), all containers, lines and fittings, including the container 204, must be made of corrosion-free stainless steel up to the conventional degassing device.
  • the water is supplied to a conventional evaporator 207.
  • DE 10 2005 040 380 B3 discloses a condensation process. Abdampf of a turbine is fed to an air-cooled condenser for condensation. The condensate recovered in the condenser is pre-heated in a Kondensat stiir Anlagenrmnote before it is fed from a feed pump upstream of the turbine evaporator. The condensate is heated by a partial steam flow of the turbine. Parallel to the condensate warm-up stage, a degasser for degassing make-up water is connected. A partial steam flow from the condenser is condensed by supplying the colder additional feed water. The additional feed water is heated and degassed at the same time. The degasser thus serves as a second downstream condensation stage.
  • EP 1 093 836 A1 discloses a degassing system for power plants.
  • the degassing system is used for gasification of an additionally supplied make-up water, which is connected as part of the condensation system of the power plant with a capacitor. From a make-up tank additional water is fed directly to the degassing system.
  • EP 0 158 629 A2 discloses a steam cycle for steam power plants.
  • steam from a turbine is cooled and condensed.
  • the steam heat exchanger is supplied with additional water from a feedwater degasser.
  • WO 2012/090778 A1 discloses a condensate flow rate control apparatus and a power plant control method.
  • a power plant is equipped with a condensate flow rate control device.
  • a breather is provided in which a condensate generated in a condenser is supplied via a breather water level control valve and into which the bleed steam from a steam turbine is introduced.
  • the condensate flow rate control device has a water level adjusting device for performing the condensate flow rate control.
  • the water level adjusting means adjusts the pressure in the condensate flow path from the breather water level adjusting valve to the breather so that input frequency fluctuations are suppressed or so that the output value of a generator corresponds to the input requested load changes, thereby adjusting the discharge steam amount from the steam turbine.
  • This object is achieved with a system for supplying makeup water via an extra condensate make-up water heater of a water-steam cycle in a steam power plant and with a method for degassing make-up water in a downstream degasser of a water-steam cycle in a steam power plant according to the solved independent claims.
  • a system for supplying make-up water to a preheater and / or evaporator of a water-steam cycle in a steam power plant comprises a condenser for condensing water vapor to water, a degassing device for degassing water, a supply line for supplying additional water and a heat exchanger.
  • the condenser for condensing water vapor to water can be fed with steam from a turbine plant of the steam power plant.
  • the degassing device for degassing water is coupled to the condenser such that a first portion of the condensate can be fed to the degassing device.
  • the heat exchanger is coupled to the condenser such that a second portion of the condensate can be fed to the heat exchanger, wherein the heat exchanger is coupled to a feed line such that make-up water can be fed to the heat exchanger.
  • the heat exchanger is set up such that the additional water can be heated by means of the second portion of the condensate.
  • the heat exchanger is coupled to the degassing device in such a way that the heated additional water can be fed to the degassing device.
  • a method for degassing make-up water for an evaporator of a water-steam cycle in a steam power plant is described.
  • Steam power plants are nowadays often used to generate electrical energy.
  • the power required to operate the steam turbine steam is generated in a boiler from previously cleaned and treated water.
  • the temperature and the specific volume of the steam increase.
  • From the boiler of the steam through pipes flows into a steam turbine plant, where it gives a portion of its previously recorded energy as kinetic energy to the turbine plant.
  • a generator is coupled, which converts the mechanical power into electrical power.
  • the expanded and cooled steam flows into the condenser where it is condensed by heat transfer to the environment (for example, fresh water from a river), and accumulates as liquid water at the lowest point of the capacitor.
  • This water is called condensate.
  • About the condensate pumps and preheaters or heating devices through the water is temporarily stored, for example, in a feedwater tank and then fed via another condensate pump again the steam boiler or the evaporator.
  • the water is supplied to the degassing apparatus to remove harmful gases such as e.g. largely remove corrosive oxygen or carbon dioxide.
  • the degassing apparatus may operate by a thermal degassing method or by a chemical degassing method.
  • the thermal degassing method the degassing device is supplied with thermal energy, for example from bleed steam (from the medium-pressure region) of the turbine system, so that the water in the degassing device is "boiled up” and thus heated.
  • the harmful gases such as oxygen and carbon dioxide
  • the physical circumstance is used that with increasing temperature the solubility of gases in liquids decreases.
  • the degassing device condensate from the one hand and additional water, which was previously heated in the heat exchanger, fed.
  • the additional water is necessary because in the water-steam cycle water, or water vapor escapes due to leaks from the water-steam cycle. This relates in particular to plants with external heat consumers, ie plants with a process steam extraction.
  • a heat exchanger which on the one hand receives the second portion of the condensate. Furthermore, a desired amount of make-up water is added to the heat exchanger via a supply line. The heat exchanger is set up, by means of the heat of the second portion of the condensate, the additional water to a to heat desired temperature. The heated additional water is then fed (in particular directly) to the degassing device.
  • the heat exchanger according to the present invention is in particular a condensate / make-up water heat exchanger.
  • the heat-emitting fluid here the second portion of the water or the condensate
  • the heat-absorbing fluid here the make-up water
  • the system according to the invention is energetically very efficient.
  • the make-up water which may contain harmful gases, first mixed in the degassing with the first portion of the condensate.
  • the devices for example, heating devices and condensate pumps
  • the piping which may be present between the condenser and the degassing device need not necessarily be made of corrosion-resistant stainless steel, since these devices and pipelines do not come into contact with the corrosive makeup water come.
  • the system according to the present invention can also use cheaper materials for the devices and pipelines between the condenser and the degassing device.
  • the second portion of the condensate may be at least half smaller than the first portion of the water.
  • the second part of the condensate is the total amount of condensate in particular only after the condenser and after at least one heating device branched off, so that the second portion of water has already been heated by means of a heating device, before the second portion of the water is supplied to the heat exchanger.
  • the heat exchanger is coupled to the degassing device such that the second portion of the condensate is condensate after flowing through the heat exchanger of the degassing device.
  • the second portion of the water is mixed with the make-up water and thus set an average temperature between the second portion of the water and the make-up water.
  • the make-up water is thus also heated.
  • the mixture of the second portion of the condensate and the make-up water is then mixed in the degassing device with the first portion of the water.
  • the heat exchanger may also be coupled to the condenser such that the second portion of the condensate can be supplied to the condenser again after flowing through the heat exchanger.
  • the second portion of the condensate can be mixed again with the water in the condenser and then re-supplied to the water-steam process.
  • the second portion of the condensate after flowing through the heat exchanger, is fed to the condenser and before the heating device and mixed with the total proportion of water from the condenser.
  • the system comprises the heating device for heating the water.
  • the heating device is coupled to the condenser such that the condensate can be fed to the heating device.
  • the heating device is coupled to the degassing device such that the heated water, or at least the first portion of the condensate, the degassing device can be fed.
  • the heating device is set up such that the heating device can be fed with water vapor from the turbine system, in particular from a low-pressure region of the turbine system, of the steam power plant for heating the water.
  • bleed steam is taken from the turbine plant to use the thermal energy of the bleed steam to heat the water after the condenser.
  • the medium-pressure region of the turbine system is an area which is close to the last turbine stage of the turbine system in that the steam still has a relatively high thermal energy but a lower pressure.
  • the heating device is coupled between the condenser and the heat exchanger such that the second portion of the condensate can be branched off after heating the make-up water in the heating device and can be fed to the heat exchanger.
  • the degassing device is set up such that the degassing device for degassing the water (that is, the first portion of the condensate and the additional water heated in the heat exchanger) with water vapor from the turbine system, in particular from the low-pressure region and / or the medium-pressure region of the turbine plant , the steam power plant is fed.
  • the system further comprises a condensate pump, which is arranged to increase the pressure of the water between the condenser and the degassing device.
  • the make-up water is mixed with the condensate only in the degassing device.
  • the make-up water is heated in the condensate / make-up water heat exchanger by a partial flow (the second portion) of the already pre-heated in Niedertownvorskarn (heating devices) second portion of the condensate.
  • the used for heating second portion of the condensate can be removed from any number of upstream Nieder réellevor Anlagenrn and then used in one or more condensate / additional water heat exchangers for preheating the make-up water.
  • Energetically useful is the removal of the second portion of the water (ie the preheating condensate) between the last heating device (low pressure preheater) and the degassing.
  • the used for preheating the second portion of the water (condensate) is fed to the turbine condenser after cooling in the condensate / additional water heat exchanger in an exemplary embodiment again.
  • the second portion of the condensate mass flow diverted to preheat the make-up water is separated by low-energy bleed steam, e.g. preheated from the relaxation process of the steam turbine plant.
  • low-energy bleed steam e.g. preheated from the relaxation process of the steam turbine plant.
  • the cost of equipment can be reduced and reduced e.g. a machine house in its base area are made smaller, because the additional installed preheater for the heating of the additional water can be omitted (these are necessary especially for large additional amounts of water).
  • the costs for the power plant components decrease considerably.
  • a very large additional water mass flow can be processed. This additional water mass flow can exceed the amount of condensate by more than double.
  • Fig. 1 shows a system for supplying make-up water in a water-steam cycle of a steam power plant.
  • a condenser 101 for condensing water vapor into water (this water is referred to below as condensate) can be fed with steam from a turbine plant 105 of the steam power plant.
  • a degassing device 109 for degassing condensate is coupled to the condenser 101 such that a first portion of the condensate of the condenser 101 can be fed to the degassing device 109.
  • the heat exchanger 102 is coupled to the condenser 101 such that a second portion of the condensate of the condenser 101 can be fed to the condensate / make-up water heat exchanger 102, the heat exchanger 102 being coupled to a feed line 103 in such a way that make-up water can be fed to the heat exchanger 102.
  • the heat exchanger 102 is set up in such a way that the additional water can be heated by means of the second portion of the condensate.
  • the heat exchanger 102 is coupled to the degassing device 109 such that the heated additional water of the degassing device 109 can be fed. After the degassing device 109, the water is supplied to an evaporator 107, for example.
  • the heated additional water is fed directly after the heat exchanger 102 in the heater 109 and mixed only in the heater 109 with the first portion or first mass flow m 1 of the condensate of the condenser 101.
  • the heat exchanger 102 may be coupled to the degassing device 109 such that the second portion (or a second mass flow m 2 ) of the condensate can be fed to the degassing device 109 after flowing through the heat exchanger 102.
  • the heat exchanger 102 may be coupled to the condenser 101 such that the second portion of the condensate after flowing through the heat exchanger 102 to the capacitor 101 can be fed.
  • At least one heating device 106 or, for example, a further plurality of further heating devices 108 can be coupled.
  • the heating devices 106, 108 heat the entire mass flow of the water, which flows from the condenser 101 in the direction of the degassing device 109.
  • the second portion (the second mass flow m 2 ) of the condensate can be diverted after passing through all the heating devices 108 and the heat exchanger 102 are supplied.
  • the first portion (first mass flow m 1 ) of the condensate flows after the tapping of the second portion directly into the degassing device 109, in which the first portion of the condensate is mixed with the heated in the heat exchanger 102 additional water m z .
  • the heating devices 106, 108 may be configured such that the heating devices 106, 108 for heating the condensate with steam (bleed steam) from the turbine system 105, in particular from a low pressure region of the turbine system 105, the steam power plant can be fed.
  • bleed steam steam
  • the degassing device 109 is set up in such a way that the degassing device 109 can be fed with water vapor from the turbine system 105, in particular from a low-pressure region of the turbine system 105 of the steam power plant, for degassing the water.
  • a condensate pump 104 may be coupled to increase the pressure of the total mass flow of water downstream of the condenser 101.

Description

    Technisches Gebiet
  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein System zum Zuführen von Zusatzwasser und dessen Vorwärmung in einen Wasser-Dampf-Kreislauf in einem Dampfkraftwerk. Ferner betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Entgasen von Zusatzwasser in einem Wasser-Dampf-Kreislauf in einem Dampfkraftwerk.
    • Hintergrund der Erfindung
  • Bei der Auskopplung von Prozessdampf-/wärme in Dampfkraftwerken muss aufgrund von Leckagen und Verlusten von Prozessdampf/-kondensat der Wasser-Dampf-Kreislauf mittels der kontinuierlichen Zuführung von Zusatzwasser nachgefüllt werden. Das Zusatzwasser ist in der Regel aufbereitet, aber nicht entgast. Beispielsweise enthält das Zusatzwasser gelöste Fremdgase, die in einem Entgaser des Dampfkraftprozesses wieder ausgetrieben werden müssen. Um den Prozesswirkungsgrad zu steigern muss das Zusatzwasser vor dem Eintritt in den Entgaser vorgewärmt werden.
  • Derzeit wird das Zusatzwasser (auch Make-Up-Water genannt), beispielsweise einer herkömmlichen Entgasungsvorrichtung, direkt in den Entgaser eingespeist. Dies ist technisch einfach und weniger aufwändig, jedoch energetisch die ungünstigste Variante.
  • Ferner kann das Zusatzwasser direkt in einen Turbinenkondensator oder in einen Niederdruckvorwärmer eingespeist werden. Diese Variante kann allerdings nur für kleinere Mengen Zusatzwasser angewendet werden.
  • In Fig. 2 ist ein weiteres herkömmliches System zur Zuführung von Zusatzwasser in einen Wasser-Dampf-Kreislauf dargestellt. Das Kondensat aus einem herkömmlichen Kondensator 201 wird durch eine herkömmliche Kondensatpumpe 202 in einen Behälter 204 gepumpt. Zusätzlich wird dort ein Massenstrom mz des Zusatzwassers über eine herkömmliche Zuführleitung 203 eingemischt. Das Wassergemisch wird anschließend von einer weiteren Kondensatpumpe 205 durch herkömmliche Erwärmungsvorrichtungen 206, 208 des Wasser-Dampf-Kreislaufs hindurch in die herkömmliche Entgasungsvorrichtung 209 gepumpt. Da das Wassergemisch aufgrund des Zusatzwasseranteils nicht entgast ist und somit gelöste und korrosive Medien (z. B. Sauerstoff) enthält, müssen alle Behälter, Leitungen und Armaturen einschließlich dem Behälter 204 bis zur herkömmlichen Entgasungsvorrichtung aus korrosionsfreiem Edelstahl ausgeführt werden. Nach der herkömmlichen Entgasungsvorrichtung 209 wird das Wasser einem herkömmlichen Verdampfer 207 zugeführt.
  • DE 10 2005 040 380 B3 offenbart ein Kondensationsverfahren. Abdampf einer Turbine wird zur Kondensation einem luftgekühlten Kondensator zugeführt. Das in dem Kondensator gewonnene Kondensat wird vorab in einer Kondensataufwärmstufe erwärmt bevor es von einer Speisepumpe einem der Turbine vorgeschalteten Verdampfer zugeführt wird. Das Kondensat wird durch einen Teildampfstrom der Turbine erwärmt. Parallel zu der Kondensataufwärmstufe ist ein Entgaser zum Entgasen von Zusatzwasser geschaltet. Ein Teildampfstrom aus dem Kondensator wird durch Zuführung des kälteren Zusatzspeisewassers kondensiert. Dabei wird das Zusatzspeisewasser erhitzt und gleichzeitig entgast. Der Entgaser dient somit als zweite nach geschaltete Kondensationsstufe.
  • EP 1 093 836 A1 offenbart ein Entgasungssystem für Kraftwerke. Das Entgasungssystem dient zur Vergasung eines zusätzlich zugeführten Zusatzwassers, das als Teil des Kondensationssystems des Kraftwerks mit einem Kondensator verbunden ist. Aus einem Zusatzwasserbehälter wird Zusatzwasser direkt dem Entgasungssystem zugeführt.
  • EP 0 158 629 A2 offenbart einen Dampfkreislauf für Dampfkraftanlagen. In einem Dampfwärmetauscher wird Dampf aus einer Turbine gekühlt und kondensiert. Dem Dampfwärmetauscher wird Zusatzwasser aus einem Speisewasserentgaser zugeführt.
  • WO 2012/090778 A1 offenbart eine Kondensatflussratensteuervorrichtung und ein Steuerverfahren für ein Kraftwerk. Ein Kraftwerk ist mit einer Kondensatströmungsratensteuervorrichtung ausgestattet. Ein Entlüfter ist vorgesehen, in dem ein in einem Kondensator erzeugtes Kondensat über ein Entlüfterwasserstandsregelventil zugeführt wird und in das der Abzapfdampf aus einer Dampfturbine eingeleitet wird. Die Kondensatströmungsratensteuervorrichtung weist eine Wasserpegeleinstelleinrichtung zum Durchführen der Kondensatströmungsratensteuerung auf. Die Wasserpegeleinstelleinrichtung stellt den Druck in dem Kondensatströmungspfad von dem Entlüfterwasserpegeleinstellventil zu dem Entlüfter ein, so dass Eingangsfrequenzfluktuationen unterdrückt werden oder so dass der Ausgangswert eines Generators entspricht den eingegebenen angeforderten Laständerungen, wodurch die Ablassdampfmenge von der Dampfturbine eingestellt wird.
    • Darstellung der Erfindung
  • Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, energie- und kosteneffizient Zusatzwasser für einen Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfkraftwerks zu entgasen.
  • Diese Aufgabe wird mit einem System zum Zuführen von Zusatzwasser über einen extra Kondensat-Zusatzwasser-Vorwärmer eines Wasser-Dampf-Kreislaufs in einem Dampfkraftwerk und mit einem Verfahren zum Entgasen von Zusatzwasser in einem nachgeschalteten Entgaser eines Wasser-Dampf-Kreislaufs in einem Dampfkraftwerk gemäß den unabhängigen Ansprüchen gelöst.
  • Gemäß einem ersten Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein System zum Zuführen von Zusatzwasser für einen Vorwärmer und/oder Versampfer eines Wasser-Dampf-Kreislaufs in einem Dampfkraftwerk beschrieben. Das System weist einen Kondensator zum Kondensieren von Wasserdampf zu Wasser, eine Entgasungsvorrichtung zum Entgasen von Wasser, eine Zuführleitung zum Zuführen von Zusatzwasser und einen Wärmetauscher auf.
  • Der Kondensator zum Kondensieren von Wasserdampf zu Wasser (zur besseren Unterscheidbarkeit im Folgenden als "Kondensat" bezeichnet) ist mit Wasserdampf aus einer Turbinenanlage des Dampfkraftwerks speisbar. Die Entgasungsvorrichtung zum Entgasen von Wasser ist mit dem Kondensator derart gekoppelt, dass ein erster Anteil des Kondensats der Entgasungsvorrichtung zuführbar ist. Der Wärmetauscher ist mit dem Kondensator derart gekoppelt, dass ein zweiter Anteil des Kondensats dem Wärmetauscher zuführbar ist, wobei der Wärmetauscher mit einer Zuführleitung derart gekoppelt ist, dass Zusatzwasser dem Wärmetauscher zuführbar ist. Der Wärmetauscher ist derart eingerichtet, dass mittels des zweiten Anteils des Kondensats das Zusatzwasser erwärmbar ist. Der Wärmetauscher ist mit der Entgasungsvorrichtung derart gekoppelt, dass das erwärmte Zusatzwasser der Entgasungsvorrichtung zuführbar ist.
  • Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum Entgasen von Zusatzwasser für einen Verdampfer eines Wasser-Dampf-Kreislaufs in einem Dampfkraftwerk beschrieben.
  • Dampfkraftwerke werden heutzutage häufig zur Erzeugung von elektrischer Energie eingesetzt. 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 eine Dampfturbinenanlage, wo er einen Anteil seiner zuvor aufgenommenen Energie als Bewegungsenergie an die Turbinenanlage 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 (z.B. Frischwasser aus einem Fluß) kondensiert und sich als flüssiges Wasser an der tiefsten Stelle des Kondensators sammelt. Dieses Wasser wird als Kondensat bezeichnet. Über die Kondensatpumpen und Vorwärmer bzw. Erwärmungsvorrichtungen hindurch wird das Wasser z.B. in einen Speisewasserbehälter zwischengespeichert und dann über eine weitere Kondensatpumpe erneut dem Dampfkessel bzw. dem Verdampfer zugeführt.
  • Bevor das Wasser in dem Speisewasserbehälter zwischengespeichert wird und entsprechend dem Verdampfer zugeführt wird, wird das Wasser der Entgasungsvorrichtung zugeführt, um schädliche Gase, wie z.B. korrosiven Sauerstoff oder Kohlendioxid weitgehend zu entfernen.
  • Die Entgasungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung kann mittels einer thermischen Entgasungsmethode oder mittels einer chemischen Entgasungsmethode arbeiten. Bei der thermischen Entgasungsmethode wird der Entgasungsvorrichtung thermische Energie, zum Beispiel aus Anzapfdampf (aus dem Mitteldruckbereich) der Turbinenanlage, zugeführt, sodass das Wasser in der Entgasungsvorrichtung "aufgekocht" und somit erwärmt wird. Hierdurch werden die schädlichen Gase, wie Sauerstoff und Kohlendioxid, weitgehend entfernt. Für die Entgasung wird der physikalische Umstand genutzt, dass mit zunehmender Temperatur die Löslichkeit von Gasen in Flüssigkeiten sinkt.
  • Der Entgasungsvorrichtung wird gemäß der vorliegenden Erfindung Kondensat aus dem Kondensator einerseits und Zusatzwasser, welches zuvor in dem Wärmetauscher erwärmt wurde, zugeführt. Das Zusatzwasser ist notwendig, da im Wasser-Dampf-Kreislauf Wasser, bzw. Wasserdampf, aufgrund von Leckagen aus dem Wasser-Dampf-Kreislauf entweicht. Die betrifft insbesondere Anlagen mit externen Wärmeverbrauchern, also Anlagen mit einer Prozessdampfauskopplung.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Wärmetauscher bereitgestellt, welcher einerseits den zweiten Anteil des Kondensats erhält. Ferner wird dem Wärmetauscher über eine Zuführleitung eine gewünschte Menge an Zusatzwasser hinzugefügt. Der Wärmetauscher ist eingerichtet, mittels der Wärme des zweiten Anteils des Kondensates das Zusatzwasser auf eine gewünschte Temperatur zu erwärmen. Das erwärmte Zusatzwasser wird anschließend (insbesondere direkt) der Entgasungsvorrichtung zugeführt.
  • Der Wärmetauscher gemäß der vorliegenden Erfindung ist insbesondere ein Kondensat/Zusatzwasser-Wärmetauscher. Dies bedeutet, dass das wärmeabgebende Fluid (hier der zweite Anteil des Wassers bzw. des Kondensats) seinen Aggregatzustand nicht ändert und flüssig bleibt, und auch das wärmeaufnehmende Fluid (hier das Zusatzwasser) flüssig bleibt und seinen Aggregatzustand nicht ändert. Daraus ergibt sich eine, im Vergleich zu kondensierenden Wärmetauschern, sehr kompakte Bauform des Wärmetauschers.
  • Da das Zusatzwasser in einem separaten Wärmetauscher mittels der Wärme eines zweiten Anteils des Kondensates aus dem Kondensator erwärmt wird und anschließend in dem erwärmten Zustand direkt der Entgasungsvorrichtung zugeführt wird, ist das erfindungsgemäßen System energetisch sehr effizient.
  • Ferner wird das Zusatzwasser, welches schädliche Gase enthalten kann, erst in der Entgasungsvorrichtung mit dem ersten Anteil des Kondensats gemischt. Dadurch ist es möglich, dass die Vorrichtungen (zum Beispiel Erwärmungsvorrichtungen und Kondensatpumpen) sowie die Rohrleitungen, welche zwischen dem Kondensator und der Entgasungsvorrichtung vorliegen können, nicht zwangsläufig aus korrosionsbeständigem Edelstahl ausgeführt werden müssen, da diese Vorrichtungen und Rohrleitungen nicht mit dem korrosiven Zusatzwasser in Kontakt kommen. Somit können mit dem System gemäß der vorliegenden Erfindung neben der äußerst energieeffizienten Ausbildung zudem günstigere Materialien für die Vorrichtungen und Rohrleitungen zwischen dem Kondensator und der Entgasungsvorrichtung eingesetzt werden.
  • Der zweite Anteil des Kondensats kann mindestens um die Hälfte kleiner sein als der erste Anteil des Wassers. Der zweite Anteil des Kondensats wird von dem Gesamtanteil des Kondensats insbesondere erst nach dem Kondensator und nach zumindest einer Erwärmungsvorrichtung abgezweigt, so dass der zweite Anteil von Wasser bereits mittels einer Erwärmungsvorrichtung erwärmt wurde, bevor der zweite Anteil des Wassers dem Wärmetauscher zugeführt wird.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform ist der Wärmetauscher derart mit der Entgasungsvorrichtung gekoppelt, dass der zweite Anteil des Kondensats nach Durchströmen des Wärmetauschers der Entgasungsvorrichtung Kondensats ist. Somit wird beispielsweise der zweite Anteil des Wassers mit dem Zusatzwasser vermischt und somit eine mittlere Temperatur zwischen dem zweiten Anteil des Wassers und dem Zusatzwasser eingestellt. Das Zusatzwasser wird somit ebenfalls erwärmt. Das Gemisch aus dem zweiten Anteil des Kondensats und dem Zusatzwasser wird anschließend in der Entgasungsvorrichtung mit dem ersten Anteil des Wassers gemischt.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform kann der Wärmetauscher auch derart mit dem Kondensator gekoppelt sein, dass der zweite Anteil des Kondensats nach Durchströmen des Wärmetauschers erneut dem Kondensator zuführbar ist. Dadurch kann der zweite Anteil des Kondensats erneut mit dem Wasser in dem Kondensator gemischt werden und anschließend erneut dem Wasser-Dampf-Prozess zugeführt werden. Insbesondere wird der zweite Anteil des Kondensats nach Durchströmen des Wärmetauschers in einer weiteren beispielhaften Ausführungsform der Erfindung nach dem Kondensator und vor der Erwärmungsvorrichtung eingespeist und mit dem Gesamtanteil des Wassers aus dem Kondensator gemischt.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform weist das System die Erwärmungsvorrichtung zum Erwärmen des Wassers auf. Die Erwärmungsvorrichtung ist derart an den Kondensator gekoppelt, dass das Kondensat der Erwärmungsvorrichtung zuführbar ist. Die Erwärmungsvorrichtung ist mit der Entgasungsvorrichtung derart gekoppelt, dass das erwärmte Wasser, bzw. zumindest der erste Anteil des Kondensats, der Entgasungsvorrichtung zuführbar ist.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform ist die Erwärmungsvorrichtung derart eingerichtet, dass die Erwärmungsvorrichtung zum Erwärmen des Wassers mit Wasserdampf aus der Turbinenanlage, insbesondere aus einem Niederdruckbereich der Turbinenanlage, des Dampfkraftwerks speisbar ist. Mit anderen Worten wird Anzapfdampf aus der Turbinenanlage entnommen, um die thermische Energie des Anzapfdampfs für die Erwärmung des Wassers nach dem Kondensator zu nutzen. Der Mitteldruckbereich der Turbinenanlage ist insbesondere ein Bereich, welcher nahe der letzten Turbinenstufe der Turbinenanlage vorliegt, indem der Wasserdampf noch eine relativ hohe thermische Energie jedoch einen niedrigeren Druck aufweist.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform ist die Erwärmungsvorrichtung zwischen dem Kondensator und dem Wärmetauscher derart gekoppelt, dass der zweite Anteil des Kondensats nach dem Erwärmen des Zusatzwassers in der Erwärmungsvorrichtung abzweigbar ist und dem Wärmetauscher zuführbar ist.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform ist die Entgasungsvorrichtung derart eingerichtet, dass die Entgasungsvorrichtung zum Entgasen des Wassers (das heißt dem ersten Anteil des Kondensats und dem im Wärmetauscher erwärmten Zusatzwasser) mit Wasserdampf aus der Turbinenanlage, insbesondere aus dem Niederdruckbereich und/oder dem Mitteldruckbereich der Turbinenanlage, des Dampfkraftwerks speisbar ist.
  • Gemäß einer weiteren beispielhaften Ausführungsform weist das System ferner eine Kondensatpumpe auf, welche zur Druckerhöhung des Wassers zwischen dem Kondensator und der Entgasungsvorrichtung angeordnet ist.
  • Mit der vorliegenden Erfindung wird das Zusatzwasser erst in der Entgasungsvorrichtung mit dem Kondensat gemischt. Um keine Wirkungsgradeinbußen durch fehlende Vorwärmung hinnehmen zu müssen, wird das Zusatzwasser in dem Kondensat/Zusatzwasser-Wärmetauscher durch einen Teilstrom (den zweiten Anteil) des in den Niederdruckvorwärmern (Erwärmungsvorrichtungen) bereits vorgewärmten zweiten Anteils des Kondensats erhitzt. Der zur Erhitzung genutzte zweite Anteil des Kondensats kann einer beliebigen Vielzahl an vorgeschalteten Niederdruckvorwärmern entnommen werden und dann in einem oder mehreren Kondensat/Zusatzwasser-Wärmetauschern zur Vorwärmung des Zusatzwassers verwendet werden. Energetisch sinnvoll ist die Entnahme des zweiten Anteils des Wassers (d.h. des Vorwärmkondensates) zwischen der letzten Erwärmungsvorrichtung (Niederdruckvorwärmer) und der Entgasungsvorrichtung. Der zur Vorwärmung genutzte zweite Anteil des Wassers (Kondensats) wird nach der Abkühlung im Kondensat/Zusatzwasser-Wärmetauscher in einer beispielhaften Ausführungsform wieder dem Turbinenkondensator zugeleitet.
  • Der zur Vorwärmung des Zusatzwassers abgezweigte zweite Anteil des Kondensatmassenstroms wird durch energetisch niederwertigen Anzapfdampf z.B. aus dem Entspannungsverlauf der Dampfturbinenanlage vorgewärmt. Mit der vorliegenden Erfindung kann ein höherer Gesamtwirkungsgrad durch Nutzung von energetisch niederwertigem Niederdruck-Anzapf-/Entnahmedampf aus dem Entspannungsverlauf der Dampfturbinenanlage erzielt werden.
  • Ferner entfällt die Ausführung der mit dem unentgasten Zusatzwasser in Kontakt kommenden genutzten Niederdruckvorwämers aus korrosionsfreiem Stahl (z.B. Edelstahl).
  • Zudem entfällt z.B. die Notwendigkeit einer Mischung des Zusatzwassers mit dem Wasser/Kondensat in einem separaten Kondensattank. Die Kondensatpumpe nach dem Kondensator pumpt somit ausschließlich den Gesamtanteil des Wassers (Kondensat), welches bereits entgast und somit weniger korrosiv wirkt.
  • Durch das oben beschriebene System wird es auch wirtschaftlich sinnvoll, die Vorwärmung des Zusatzwassers über Abgaswärmetauscher in Verbindung mit dem zusätzlichen Kondensat/Zusatzwasserwärmetauscher zu kombinieren. Dies wird ermöglicht, weil die Abgasheizflächen (in diesem Fall z.B. als Economizer im Abgaskanal von Müllverbrennungsanlagen oder kombinierten Gas- und Dampfkraftwerken installiert) nicht von unentgastem Wasser durchströmt werden. Zudem kann durch die nachgeschaltete Vorwärmung des Zusatzwassers mittels des Teilstromes des Kondensates die komplizierte Ausführung der Heizflächen der Economizer in Sonderstählen (hitze- und korrosionsbeständig) entfallen.
  • Im Vergleich zu herkömmlichen Systemen kann der Anlagenaufwand reduziert werden und z.B. ein Maschinenhaus in seiner Grundfläche kleiner ausgeführt werden, weil die zusätzlich installierten Vorwärmer für die Erwärmung des Zusatzwassers entfallen können (diese werden besonders bei großen Zusatzwassermengen notwendig). In der Folge sinken die Kosten für die Kraftwerkskomponenten erheblich. Weiterhin kann ein sehr großer Zusatzwasser-Massenstrom verarbeitet werden. Dieser Zusatzwasser-Massenstrom kann die Kondensatmenge um mehr als das Doppelte übersteigen.
  • Es wird darauf hingewiesen, dass die hier beschriebenen Ausführungsformen lediglich eine beschränkte Auswahl an möglichen Ausführungsvarianten der Erfindung darstellen. So ist es möglich, die Merkmale einzelner Ausführungsformen in geeigneter Weise miteinander zu kombinieren, so dass für den Fachmann mit den hier expliziten Ausführungsvarianten eine Vielzahl von verschiedenen Ausführungsformen als offensichtlich offenbart anzusehen sind.
    • Kurze Beschreibung der Zeichnungen
  • Im Folgenden werden zur weiteren Erläuterung und zum besseren Verständnis der vorliegenden Erfindung Ausführungsbeispiele unter Bezugnahme auf die beigefügten Figuren näher beschrieben.
    • Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung eines Systems zum Zuführen von Zusatzwasser in einem Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfkraftwerks gemäß einer beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, und
    • Fig. 2 zeigt ein herkömmliches System zum Zuführen von Zusatzwasser in einem Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfkraftwerks.
    Detaillierte Beschreibung von exemplarischen Ausführungsformen
  • Gleiche oder ähnliche Komponenten sind in den Figuren mit gleichen Bezugsziffern versehen. Die Darstellungen in den Figuren sind schematisch und nicht maßstäblich.
  • Fig. 1 zeigt ein System zum Zuführen von Zusatzwasser in einem Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfkraftwerks. Ein Kondensator 101 zum Kondensieren von Wasserdampf zu Wasser (dieses Wasser wird im Folgenden als Kondensat bezeichnet) ist mit Wasserdampf aus einer Turbinenanlage 105 des Dampfkraftwerks speisbar. Eine Entgasungsvorrichtung 109 zum Entgasen von Kondensats ist mit dem Kondensator 101 derart gekoppelt, dass ein erster Anteil des Kondensats des Kondensators 101 der Entgasungsvorrichtung 109 zuführbar ist. Der Wärmetauscher 102 ist mit dem Kondensator 101 derart gekoppelt, dass ein zweiter Anteil des Kondensats des Kondensators 101 dem Kondensat/Zusatzwasser-Wärmetauscher 102 zuführbar ist, wobei der Wärmetauscher 102 mit einer Zuführleitung 103 derart gekoppelt ist, dass Zusatzwasser dem Wärmetauscher 102 zuführbar ist. Der Wärmetauscher 102 ist derart eingerichtet, dass mittels des zweiten Anteils des Kondensats das Zusatzwasser erwärmbar ist. Der Wärmetauscher 102 ist mit der Entgasungsvorrichtung 109 derart gekoppelt, dass das erwärmte Zusatzwasser der Entgasungsvorrichtung 109 zuführbar ist. Nach der Entgasungsvorrichtung 109 wird das Wasser z.B. einem Verdampfer 107 zugeführt.
  • Insbesondere wird das erwärmte Zusatzwasser direkt nach dem Wärmetauscher 102 in die Erwärmungsvorrichtung 109 eingespeist und erst in der Erwärmungsvorrichtung 109 mit dem ersten Anteil bzw. ersten Massenstroms m1 des Kondensats des Kondensators 101 vermischt.
  • Der Wärmetauscher 102 kann derart mit der Entgasungsvorrichtung 109 gekoppelt sein, dass der zweite Anteil (bzw. ein zweiter Massenstrom m2) des Kondensats nach Durchströmen des Wärmetauschers 102 der Entgasungsvorrichtung 109 zuführbar ist. Alternativ kann, wie in Fig. 1 dargestellt, der Wärmetauscher 102 derart mit dem Kondensator 101 gekoppelt sein, dass der zweite Anteil des Kondensats nach Durchströmen des Wärmetauschers 102 dem Kondensator 101 zuführbar ist.
  • Zwischen dem Kondensator 101 und der Entgasungsvorrichtung 109 kann zumindest eine Erwärmungsvorrichtung 106 oder beispielsweise eine weitere Vielzahl von weiteren Erwärmungsvorrichtungen 108 gekoppelt werden. Die Erwärmungsvorrichtungen 106, 108 erwärmen den gesamten Massenstrom des Wassers, welches aus dem Kondensator 101 in Richtung Entgasungsvorrichtung 109 strömt. Wie in Fig. 1 beispielsweise dargestellt, kann der zweite Anteil (der zweite Massenstrom m2) des Kondensats nach Durchlaufen aller Erwärmungsvorrichtungen 108 abgezweigt werden und dem Wärmetauscher 102 zugeführt werden. Der erste Anteil (erste Massenstrom m1) des Kondensats fließt nach der Abzapfung des zweiten Anteils direkt in die Entgasungsvorrichtung 109, in welcher der erste Anteil des Kondensats mit dem im Wärmetauscher 102 erwärmten Zusatzwasser mz gemischt wird.
  • Die Erwärmungsvorrichtungen 106, 108 können derart eingerichtet sein, dass die Erwärmungsvorrichtungen 106, 108 zum Erwärmen des Kondensats mit Wasserdampf (Abzapfdampf) aus der Turbinenanlage 105, insbesondere aus einem Niederdruckbereich der Turbinenanlage 105, des Dampfkraftwerks speisbar sind.
  • Die Entgasungsvorrichtung 109 ist derart eingerichtet, dass die Entgasungsvorrichtung 109 zum Entgasen des Wassers mit Wasserdampf aus der Turbinenanlage 105, insbesondere aus einem Niederdruckbereich der Turbinenanlage 105, des Dampfkraftwerks speisbar ist.
  • Ferner kann stromaufwärts oder stromabwärts der Erwärmungsvorrichtungen 106, 108 eine Kondensatpumpe 104 gekoppelt werden, um den Druck des Gesamtmassenstroms des Wassers nach dem Kondensator 101 zu erhöhen.
  • Ergänzend ist darauf hinzuweisen, dass "umfassend" keine anderen Elemente oder Schritte ausschließt und "eine" oder "ein" keine Vielzahl ausschließt. Ferner sei darauf hingewiesen, dass Merkmale oder Schritte, die mit Verweis auf eines der obigen Ausführungsbeispiele beschrieben worden ist, auch in Kombination mit anderen Merkmalen oder Schritten anderer oben beschriebener Ausführungsbeispiele verwendet werden können. Bezugszeichen in den Ansprüchen sind nicht als Einschränkung anzusehen.

Claims (9)

  1. System zum Zuführen von Zusatzwasser für einen Verdampfer (107) eines Wasser-Dampf-Kreislaufs, das System aufweisend
    einen Kondensator (101) zum Kondensieren von Wasserdampf zu Kondensat,
    wobei der Kondensator (101) mit Wasserdampf aus einer Turbinenanlage (105) speisbar ist,
    eine Entgasungsvorrichtung (109) zum Entgasen von Kondensat,
    wobei die Entgasungsvorrichtung (109) mit dem Kondensator (101) derart gekoppelt ist, dass ein erster Anteil des Kondensats (101) der Entgasungsvorrichtung (109) zuführbar ist,
    eine Zuführleitung (103) zum Zuführen des Zusatzwassers, und
    einen Wärmetauscher (102),
    dadurch gekennzeichnet, dass
    der Wärmetauscher (102) mit dem Kondensator (101) derart gekoppelt ist, dass ein zweiter Anteil des Kondensats des Kondensators (101) dem Wärmetauscher (102) zuführbar ist,
    wobei der Wärmetauscher (102) mit der Zuführleitung (103) derart gekoppelt ist, dass das Zusatzwasser dem Wärmetauscher (102) zuführbar ist,
    wobei der Wärmetauscher (102) derart eingerichtet ist, dass mittels des zweiten Anteils des Kondensats des Kondensators (101) das Zusatzwasser erwärmbar ist, und
    wobei der Wärmetauscher (102) mit der Entgasungsvorrichtung (109) derart gekoppelt ist, dass das erwärmte Zusatzwasser der Entgasungsvorrichtung (109) zuführbar ist.
  2. System gemäß Anspruch 1,
    wobei der Wärmetauscher (102) derart mit der Entgasungsvorrichtung (109) gekoppelt ist, dass der zweite Anteil des Kondensats des Kondensators (101) nach Durchströmen des Wärmetauschers (102) der Entgasungsvorrichtung (109) zuführbar ist.
  3. System gemäß Anspruch 1,
    wobei der Wärmetauscher (102) derart mit dem Kondensator (101) gekoppelt ist, dass der zweite Anteil des Kondensats des Kondensators (101) nach Durchströmen des Wärmetauschers (102) dem Kondensator (101) zuführbar ist.
  4. System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, ferner aufweisend
    eine Erwärmungsvorrichtung (106) zum Erwärmen des Kondensats des Kondensators (101),
    wobei die Erwärmungsvorrichtung (106) derart an den Kondensator (101) gekoppelt ist, dass das Kondensat des Kondensators (101) der Erwärmungsvorrichtung (106) zuführbar ist,
    wobei die Erwärmungsvorrichtung (106) mit der Entgasungsvorrichtung (109) derart gekoppelt ist, dass das erwärmte Kondensat der Entgasungsvorrichtung (109) zuführbar ist.
  5. System gemäß Anspruch 4,
    wobei die Erwärmungsvorrichtung (106) derart eingerichtet ist, dass die Erwärmungsvorrichtung (106) zum Erwärmen des Kondensats des Kondensators (101) mit Wasserdampf aus der Turbinenanlage (105), insbesondere aus einem Mitteldruckbereich und/oder Niederdruckbereich der Turbinenanlage (105), speisbar ist.
  6. System gemäß Anspruch 4 oder 5,
    wobei die Erwärmungsvorrichtung (106) zwischen dem Kondensator (101) und dem Wärmetauscher (102) derart gekoppelt ist, dass der zweite Anteil des Kondensats nach dem Erwärmen des Wassers des Kondensators in der Erwärmungsvorrichtung (106) abzapfbar ist und dem Wärmetauscher (102) zuführbar ist.
  7. System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6,
    wobei die Entgasungsvorrichtung (109) derart eingerichtet ist, dass die Entgasungsvorrichtung (109) zum Entgasen des Wassers mit Wasserdampf aus der Turbinenanlage (105), insbesondere aus einem Mitteldruckbereich und/oder Niederdruckbereich der Turbinenanlage (105), speisbar ist.
  8. System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, ferner aufweisend
    eine Kondensatpumpe (104),
    wobei die Kondensatpumpe (104) zur Druckerhöhung des Kondensats des Kondensators (101) zwischen dem Kondensator (101) und der Entgasungsvorrichtung (109) angeordnet ist.
  9. Verfahren zum Entgasen von Zusatzwasser für einen Verdampfer eines Wasser-Dampf-Kreislaufs, das Verfahren aufweisend
    Kondensieren eines Wasserdampfs zu Wasser mittels eines Kondensators (101),
    wobei der Kondensator (101) mit Wasserdampf aus einer Turbinenanlage (105) gespeist wird,
    Entgasen von Wasser mittels einer Entgasungsvorrichtung (109),
    wobei die Entgasungsvorrichtung (109) mit dem Kondensator (101) derart gekoppelt ist, dass ein erster Anteil des Wassers des Kondensators (101) der Entgasungsvorrichtung (109) zuführbar ist,
    wobei das Verfahren gekennzeichnet ist durch ein
    Zuführen eines zweiten Anteils des Kondensats des Kondensators (101) zu einem Wärmetauscher (102),
    Zuführen eines Zusatzwassers aus einer Zuführleitung (103) dem Wärmetauscher (102),
    Erwärmen des Zusatzwassers mittels des zweiten Anteils des Kondensats des Kondensators (101) in dem Wärmetauscher (102), und
    Zuführen des erwärmten Zusatzwassers von dem Wärmetauscher (102) zu der Entgasungsvorrichtung (109).
EP13779573.8A 2013-07-05 2013-10-18 System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung Active EP2986910B1 (de)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13779573.8A EP2986910B1 (de) 2013-07-05 2013-10-18 System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung
PL13779573T PL2986910T3 (pl) 2013-07-05 2013-10-18 System i sposób podgrzewania dodatkowej wody w elektrowniach parowych z wypuszczeniem pary procesowej

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13175367 2013-07-05
PCT/EP2013/071814 WO2015000536A1 (de) 2013-07-05 2013-10-18 Prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung
EP13779573.8A EP2986910B1 (de) 2013-07-05 2013-10-18 System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2986910A1 EP2986910A1 (de) 2016-02-24
EP2986910B1 true EP2986910B1 (de) 2019-06-19

Family

ID=49447546

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP13779573.8A Active EP2986910B1 (de) 2013-07-05 2013-10-18 System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9890948B2 (de)
EP (1) EP2986910B1 (de)
CN (1) CN105358909B (de)
PL (1) PL2986910T3 (de)
RU (1) RU2631182C2 (de)
WO (1) WO2015000536A1 (de)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10118108B2 (en) 2014-04-22 2018-11-06 General Electric Company System and method of distillation process and turbine engine intercooler
US10024195B2 (en) * 2015-02-19 2018-07-17 General Electric Company System and method for heating make-up working fluid of a steam system with engine fluid waste heat
US10487695B2 (en) 2015-10-23 2019-11-26 General Electric Company System and method of interfacing intercooled gas turbine engine with distillation process
CN105351023B (zh) * 2015-12-11 2017-02-22 苟仲武 冷凝液化废气成分全回收并利用余热发电的方法和装置
US10364979B2 (en) * 2016-08-26 2019-07-30 Daniel Steam, Inc. Boiler feed tank energy recovery system
CN106989433A (zh) * 2017-03-30 2017-07-28 德清县中能热电有限公司 一种潮汐储热系统及潮汐供热方法

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012090778A1 (ja) * 2010-12-27 2012-07-05 三菱重工業株式会社 発電プラントの復水流量制御装置及び制御方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE524555A (de) * 1952-12-18 1900-01-01
AT374903B (de) * 1975-10-23 1984-06-12 Waagner Biro Ag Einrichtung zur mischentgasung von fluessigkeiten
DE3579183D1 (de) * 1984-03-23 1990-09-20 Jericha Herbert Dampfkreislauf fuer dampfkraftanlagen.
US4660511A (en) * 1986-04-01 1987-04-28 Anderson J Hilbert Flue gas heat recovery system
RU2116559C1 (ru) * 1996-02-20 1998-07-27 Андрей Васильевич Мошкарин Многоступенчатая испарительная установка парогазового утилизационного типа
EP1093836A1 (de) 1999-10-21 2001-04-25 ABB (Schweiz) AG Entgasungssystem für Kraftwerke
CA2589991C (en) * 2004-12-07 2013-10-01 Westlake Petrochemicals L.P. Boiler feed water deaerator method and apparatus
DE102005040380B3 (de) * 2005-08-25 2006-07-27 Gea Energietechnik Gmbh Kondensationsverfahren
US8739510B2 (en) * 2010-10-28 2014-06-03 General Electric Company Heat exchanger for a combined cycle power plant
AP3648A (en) * 2011-02-07 2016-03-18 Krishna Moorthy Palanisamy Method and apparatus of producing and utilizing thermal energy in a combined heat and power plant
ITMI20120221A1 (it) * 2012-02-15 2013-08-16 Falck Renewables Spa Impianto e metodo per l'aumento dell'efficienza nella produzione di energia elettrica
CN202973063U (zh) * 2012-12-07 2013-06-05 浙江华建尼龙有限公司 一种锅炉给水除氧脱气装置
US20140202399A1 (en) * 2013-01-21 2014-07-24 Maarky Thermal Systems Inc. Dual end plate subcooling zone for a feedwater heater

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012090778A1 (ja) * 2010-12-27 2012-07-05 三菱重工業株式会社 発電プラントの復水流量制御装置及び制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20160138798A1 (en) 2016-05-19
PL2986910T3 (pl) 2019-12-31
RU2631182C2 (ru) 2017-09-19
EP2986910A1 (de) 2016-02-24
US9890948B2 (en) 2018-02-13
RU2016103736A (ru) 2017-08-10
WO2015000536A1 (de) 2015-01-08
CN105358909B (zh) 2017-10-24
CN105358909A (zh) 2016-02-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2986910B1 (de) System und prozess zur vorwärmung von zusatzwasser in dampfkraftwerken mit prozessdampfauskopplung
DE19513285B4 (de) Turbinen-Antrieb für Kesselspeisepumpe / Speisewasser-Leitungssystem
DE112016003348B4 (de) Wasserversorgungssystem, wasserversorgungsverfahren, und dampf erzeugende anlage, die mit wasserversorgungssystem bereitgestellt wird
EP3140519B1 (de) Verfahren und anordnung zum betrieb einer dampfturbinenanlage in kombination mit einer thermischen wasseraufbereitung
DE102010060064A1 (de) Verfahren zur Steigerung der Leistungsabgabe eines Gas- und Dampf-Kombikraftwerks während ausgewählter Betriebszeiträume
EP1801363A1 (de) Kraftwerksanlage
DE102009013570A1 (de) Kraftwerksanlage mit zwei Kreisläufen sowie ein Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
EP3420202B1 (de) Kondensatrezirkulation
EP1425079B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur thermischen entgasung des arbeitsmittels eines zweiphasenprozesses
WO2014048742A2 (de) Gas- und dampfturbinenanlage mit speisewasser-teilstrom-entgaser
DE102016220634A1 (de) Abwärme-Kraftanlage mit stufenweiser Wärmezufuhr
WO2013170916A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur betriebsabwasserreinigung
EP2959120B1 (de) Kondensatvorwärmer für einen abhitzedampferzeuger
DE102006060250A1 (de) Verfahren und eine Vorrichtung zur Dampferzeugung in Dampfkraftwerken, bei dem kaltes Kondensat und/oder Verbrennungsluft vor der Dampferzeugung vorgewärmt wird
EP3467378B1 (de) Abhitzeanlage für heisswassererzeugung und verfahren zum betreiben einer abhitzeanlage für heisswassererzeugung
EP2868874A1 (de) Dampfkraftwerk mit einem flüssigkeitsgekühlten Generator
EP2805031B1 (de) Kraftwerk und verfahren zum betreiben einer kraftwerksanlage
EP3224541B1 (de) Abhitzedampferzeuger
DE60217476T2 (de) Luftkühlungssystem und Verfahren für ein Kraftwerk mit kombiniertem Kreislauf
EP3060767B1 (de) Vorrichtung und verfahren für einen orc-kreisprozess mit mehrstufiger expansion
DE202012007723U1 (de) Vorrichtung zur Optimierung des inneren Wirkungsgrades eines Organic-Rankine-Prozesses mittels eines Rekuperator-Zwischenkreislaufs
EP3472515B1 (de) Vertikaler abhitzedampferzeuger
DE102013205053B4 (de) Verfahren zum Betrieb eines einen Wasser-Dampf-Kreislauf aufweisenden Kraftwerks
DE102014201116B3 (de) Vorrichtung und Verfahren für einen ORC-Kreisprozess
EP2937655A1 (de) Verfahren und Anlage zur Nutzung der Abwärme aus Abgasen zur Dampfgewinnung

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: 20151117

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: BA ME

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: EXAMINATION IS IN PROGRESS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20170731

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: GRANT OF PATENT IS INTENDED

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: F22D 1/34 20060101ALI20190108BHEP

Ipc: F01K 7/44 20060101ALI20190108BHEP

Ipc: B01D 19/00 20060101ALI20190108BHEP

Ipc: B01D 5/00 20060101ALI20190108BHEP

Ipc: F22D 1/50 20060101AFI20190108BHEP

Ipc: F01K 9/00 20060101ALI20190108BHEP

Ipc: F01K 7/40 20060101ALI20190108BHEP

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20190206

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE PATENT HAS BEEN GRANTED

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

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: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502013013036

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 1146006

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20190715

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG, CH

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20190619

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

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190919

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

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

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190920

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190919

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

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20191021

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

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20191019

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

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20200224

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502013013036

Country of ref document: DE

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

PG2D Information on lapse in contracting state deleted

Ref country code: IS

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

Ref country code: LU

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

Effective date: 20191018

26N No opposition filed

Effective date: 20200603

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20191031

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

Ref country code: BE

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

Effective date: 20191031

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Effective date: 20191018

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

Ref country code: IE

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

Effective date: 20191018

Ref country code: GB

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

Effective date: 20191018

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 1146006

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20191018

Ref country code: DE

Ref legal event code: R081

Ref document number: 502013013036

Country of ref document: DE

Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG, DE

Free format text: FORMER OWNER: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT, 80333 MUENCHEN, DE

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

Ref country code: AT

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

Effective date: 20191018

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

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20131018

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190619

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

Ref country code: PL

Payment date: 20221007

Year of fee payment: 10

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

Ref country code: IT

Payment date: 20231024

Year of fee payment: 11

Ref country code: FR

Payment date: 20231026

Year of fee payment: 11

Ref country code: DE

Payment date: 20231027

Year of fee payment: 11

Ref country code: CZ

Payment date: 20231017

Year of fee payment: 11

Ref country code: CH

Payment date: 20231102

Year of fee payment: 11

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

Ref country code: PL

Payment date: 20230927

Year of fee payment: 11