EP3585985A1 - Verfahren zur konservierung - Google Patents

Verfahren zur konservierung

Info

Publication number
EP3585985A1
EP3585985A1 EP18720124.9A EP18720124A EP3585985A1 EP 3585985 A1 EP3585985 A1 EP 3585985A1 EP 18720124 A EP18720124 A EP 18720124A EP 3585985 A1 EP3585985 A1 EP 3585985A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
nitrogen
steam
condenser
sealing
steam turbine
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP18720124.9A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP3585985B1 (de
Inventor
Uwe Juretzek
Michael Rziha
Edwin Gobrecht
Michael SCHÖTTLER
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 Energy Global GmbH and Co KG
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
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, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Publication of EP3585985A1 publication Critical patent/EP3585985A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP3585985B1 publication Critical patent/EP3585985B1/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • 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
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/006—Auxiliaries or details not otherwise provided for
    • 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
    • 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
    • F01K9/006—Vacuum-breakers

Definitions

  • the invention relates to a power plant and a method for preserving a power plant.
  • Corrosion can be prevented either by the absence of moisture (previously most common approach to steam turbine and condenser) or oxygen.
  • nitrogen is already commonly used today for preventing and conserving corrosion in the steam-conducting area of the boiler and in the steam line area.
  • the object of the invention is to provide a power plant with which a preservation method is possible, which is advantageous both in terms of effectiveness and cost efficiency as well as in terms of quick start capability of Krafttechniksan- plant.
  • Another object of the invention is to provide a corresponding method for preservation.
  • the invention solves the task directed to a power plant by providing that in such a power plant comprising a steam turbine with a shaft, a steam turbine in the steam flow downstream condenser, a condenser downstream vacuum pump, a sealing steam system with shaft seals and a in the In the condenser, a first nitrogen line opens and in the sealing steam supply line a second nitrogen line and a branching off from the vacuum pump
  • the steam turbine / the condenser can be brought during the shutdown in the conserved state to a low (a few mbar) nitrogen pressure.
  • the nitrogen requirement can be kept comparatively low via the recirculation line.
  • the shaft seals comprise sealing steam chambers and vapor vapor chambers, the sealing steam supply line being inserted into the blocking chamber.
  • dam fhimmmern opens and the Wrasendampfhuntn are connected to a Wrasendampf blower to suck in the shaft seals penetrating air and a partial flow of steam from the sealing vapor chambers and fed to a Wrasendampf- capacitor.
  • the nitrogen can also be collected or withdrawn in a controlled manner and optionally fed to further use.
  • nitrogen which is needed in a case of a standing, conserved plant to a significant extent or accumulates, can be recovered.
  • an electric superheater is connected in the sealing steam supply line and the nitrogen line opens into the sealing steam supply line upstream of the superheater. If necessary, the warming / warming of the steam turbine can be assisted by warming up the nitrogen via the electrical superheater present in the sealing steam system (actually auxiliary steam superheater).
  • the object directed to a method is achieved by a method for preserving a power plant comprising a steam turbine, a condenser downstream of the steam turbine, a vacuum pump downstream of the condenser and a sealing steam system, wherein when the steam turbine is shut down into a conserved state, nitrogen is introduced into the sealing steam system and is introduced into the condenser, and the steam turbine and the condenser are brought to nitrogen overpressure and the vacuum pump is turned off, being diverted at startup of the steam turbine to the exhaust air of the vacuum pump nitrogen and fed back to the sealing steam system.
  • DichtdampfSystems is initiated.
  • the electrical superheater in the sealing steam system ensures that the over The nitrogen vapor system fed nitrogen has sufficiently high temperatures for the shaft sealing steam supply.
  • the sealing steam can be reduced after it has been lowered, leaving more heat in the boiler and keeping it hot and warm-startable for longer.
  • the pressure can be through the
  • Nitrogen make-up can be maintained on the capacitor. This procedure reduces the consumption of sticks.
  • a nitrogen pressure in the steam turbine or in the condenser is increased before an expected temperature change, in particular cooling, in the steam turbine or in the condenser. Otherwise, in the worst case ambient air can be sucked into the steam turbine or the condenser.
  • a temperature fluctuation and associated pressure fluctuation in the steam turbine or condenser can be caused, for example, by the operation of the main cooling water system during the preservation. Such recirculation of the cooling water during prolonged shutdowns are from time to time from a chemical / biological point of view necessary.
  • a corresponding nitrogen pressure control strategy is necessary, which also takes into account changes in operating conditions, eg before the cooling water pumps are switched on, the nitrogen pressure can be increased slightly beforehand. Regular checking of the residual oxygen in the preserved volume is also necessary.
  • nitrogen is particularly advantageous for nitrogen to be recirculated from the condenser to the sealing steam system in order to start up the power plant, specifically after air has been expelled from the condenser to the sealing steam system in a recirculation line and after a sufficient negative pressure has been reached in the condenser, which opens vapor diverter stations allowed.
  • Sufficient negative pressure typically means 600 mbar.
  • the nitrogen-enriched exhaust air prefferably be compressed from the vapor vapor chambers and made available to a nitrogen generator as input air. Furthermore, it is expedient if a comparatively small, high-purity amount of nitrogen is provided for the preservation during shutdown and during standstill and for starting up a larger, impure amount of nitrogen per time in comparison.
  • the WrasendampfSystem is at least temporarily during a targeted nitrogen filling of the condenser and the steam turbine in operation.
  • the invention in addition to a much improved over the present day concept (dryer based) preservation (eg greatly reduced corrosion in the condensate collection) also cost savings (while investing as well as in operation) with maximum shortened startup from the longer downtime and this without an external auxiliary steam source is needed.
  • the preparation time to the actual start time are shortened, for example, compared to the prior art, that the condensate collecting tank is already filled or that does not have to wait for the sealing steam supply.
  • the investment cost savings result from the elimination of the previous dryer including connecting lines, the auxiliary steam boiler including auxiliary equipment or additional starting devices for early sealing steam supply from the cold reheat and thus from the boiler, etc.
  • the countersigned costs for the nitrogen supply are significantly lower and include Essentially, the nitrogen storage, piping and valves for nitrogen supply or for nitrogen removal to the outside.
  • a nitrogen recovery plant is present on site, in addition to this still a sufficiently large compressed air generating plant and advantageously a nitrogen collecting area are added to the nitrogen-containing exhaust air receives and the compressed air generating unit is available as supply air.
  • Figure 1 shows a power plant according to the invention
  • FIG. 1 shows schematically and by way of example a power plant 1 comprising a steam turbine 2 with a shaft
  • a sealing steam system 6 with an opening into the shaft seals 7 sealing steam supply line 8 is used.
  • the shaft seals 7 comprise sealing vapor chambers 12 and steam vapor chambers 13.
  • the sealing steam supply line 8 coming from the auxiliary steam generator 19 opens into the sealing steam chambers 12.
  • an electric superheater 16 is connected in the sealing steam supply line 8.
  • the vapor steam chambers 13 are connected to a steam blower 14 in order to suck air which penetrates into the shaft seals 7 and a partial flow of steam from the sealing steam chambers 12.
  • the extracted vapor is fed to a steam vapor condenser 15.
  • a first nitrogen line 9 opens into the condenser 4.
  • a second nitrogen line 10 opens into the sealing steam supply line 8 upstream of the electric superheater 16.
  • a recirculation line 11 branching off from the vacuum pump 5 discharges into the sealing steam supply line 8.
  • the recirculated amount of nitrogen can overflow a valve 40 in the recirculation line 11 can be adjusted.
  • a pressure control of the vacuum pump 5 can also be done via valve 41 or in combination of the two valves 40 and 41.
  • the nitrogen supply is carried out in the embodiment of Figure 1 via a nitrogen generator and a nitrogen storage 20. Since the vacuum pump 5 with regard to the funded flow as expected not for the
  • FIG. 1 shows two further measures with which an operation with the vacuum pump 5 is nevertheless meaningfully possible.
  • excessively pumped nitrogen can be recirculated to the inlet of the vacuum pump 5 via the return line 42 with valve 43; on the other hand, nitrogen can be conveyed directly into the nitrogen storage 20 via line 44 with compressor 45.
  • nitrogen is fed upstream of an electric superheater 16 into the sealing steam supply line 8 of the sealing steam system 6 and into the condenser 4 when the steam turbine 2 is shut down in a conserved state, as shown in FIG. 2.
  • the condenser pressure to avoid ventilation problems on the steam turbine 2 may be raised only limited by nitrogen supply.
  • nitrogen may be temporarily fed together with steam into the sealing steam supply line 8, 22 but in particular only when the vacuum can be broken.
  • the vacuum pump 5 is switched off only after it has been disconnected from the grid and the turn speed has been reached. 23.
  • a corresponding condenser-side shut-off at the air suction of the condenser is closed.
  • the vacuum breaker is not used (it may be omitted if it is replaced by a sufficiently large nitrogen feed on the condenser). Subsequently, the pressure in the condenser 4 / in the steam turbine 2 is raised to overpressure via the nitrogen supply 24.
  • the nitrogen supply of the sealing steam system 6 is taken out of service during the preservation phase 26.
  • the steam vapor system 18 is at least temporarily during a targeted nitrogen filling of the condenser and the steam turbine in operation.
  • Nitrogen-enriched exhaust air from the vapor vapor chambers 13 can be compressed and made available to a nitrogen generator 17 as input air 28.
  • a comparatively small, high-purity first amount of nitrogen is required 29.
  • a warming or warming of the steam turbine 2 is supported 30 by heating the nitrogen via an arranged in the sealing steam supply line 8 electrical superheater 16.
  • the vacuum pump 5 When starting up the steam turbine 2, the vacuum pump 5 is put back into operation 33. In particular, a vacuum sufficient for opening the steam diverter stations or starting enable of the gas turbine is drawn via the vacuum pumps. Nitrogen is blown off via a corresponding exhaust pipe to the vacuum pumps on the roof 34 or, in the case of
  • Nitrogen production on site for example by means of pressure change -
  • Adsorption a special supply air range at a compressed air generation plant for nitrogen production supplied 35.
  • the nitrogen recovery plant as well as the necessary "amount of compressed air" can be greatly reduced.
  • the nitrogen required may be either via a reservoir (e.g., bottle battery) to be filled externally, or nitrogen may be recovered on-site (e.g., by adsorption by pressure swing) and may be stored in a reservoir.
  • a reservoir e.g., bottle battery
  • nitrogen may be recovered on-site (e.g., by adsorption by pressure swing) and may be stored in a reservoir.
  • the dimensioning of the storage tank and / or the nitrogen recovery plant must be sufficient to at least the
  • restart concept must also be taken into account, that is, it must be considered from when the nitrogen make-up can be replaced by conventional sealing steam again. If there is no nitrogen production on site, the delivery logistics must also be taken into account in the storage dimensioning.
  • nitrogen is branched off at least temporarily at the exhaust air of the vacuum pump 5 nitrogen and fed to the sealing steam system 6 36.
  • Recirculation line 11 was driven from the condenser 4 to the sealing steam system 6 and after a sufficient negative pressure in the condenser 4 was reached, the opening of
  • varying the nitrogen purity level can vary the capacity of a given nitrogen feed. As described above, it is necessary to provide a smaller but high purity amount of nitrogen for preservation. This is required during shutdown and standstill and results from the comparatively low nitrogen losses via the vapor steam system, since the nitrogen excess pressure in the steam turbine / condenser is kept very low for conservation purposes. It would now be possible to switch a nitrogen production from "high purity" in the start-up preservation case to provide a relatively larger, less-polluted second nitrogen amount 37. The provision of a larger amount of impure nitrogen for the start-up is necessary in view of the amount Nitrogen must be provided with a higher pressure in the sealing steam system 6, which increases the nitrogen losses through the vapor steam system 18. On the other hand, the increased impurity is not a problem due to the shortness of the start-up process, moreover it becomes highly pure Nitrogen recirculated via the vacuum pump 5.
  • the vapor steam system 18 (in particular the fans for suction) remains in operation during the entire time (even during possibly longer standstill preservation) and the nitrogen which otherwise escapes via the shaft seals 7 into the machine house discharges a corresponding pipeline through the roof or a special (correspondingly well shielded) Zu Kunststoff Scheme on an optionally additional, provided only for the compression of the nitrogen-containing exhaust air, compressed air generation plant.
  • the existing engine room ventilation ensures as further security that any accumulations of nitrogen (eg in case of malfunction of the exhaust fans on WrasendampfSystem 18), which could prevent a sufficient supply of oxygen for humans, not even arise.
  • corresponding alarm systems can indicate that the vapor steam system 18 and / or the building ventilation have failed and, in addition, corresponding gas detectors are used which detect either a high nitrogen concentration or a low oxygen concentration and speak clearly. For this stationary or even by the individual employee zuzulagende gas detectors can be used. Thus, any problems with respect to personal safety are very well manageable. Overall, it should also be noted that the molecular nitrogen emitted in gaseous form is non-toxic per se and, as the main constituent of the air, also no environmentally relevant emission.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft eine Kraftwerksanlage (1) umfassend eine Dampfturbine (2) mit einer Welle (3), einen der Dampfturbine (2) in Dampfströmungsrichtung nachgeschalteten Kondensator (4), eine dem Kondensator (4) nachgeschaltete Vakuumpumpe (5), ein Dichtdampfsystem (6) mit Wellendichtungen (7) und eine in die Wellendichtungen (7) mündende Dichtdampfversorgungsleitung (8), wobei in den Kondensator (4) eine erste Stickstoffleitung (9) mündet und in die Dichtdampfversorgungsleitung (8) eine zweite Stickstoffleitung (10) sowie eine von der Vakuumpumpe (5) abzweigende Rezirkulationsleitung (11) münden. Die Erfindung betrifft insbesondere ein Verfahren zur Konservierung einer Kraftwerksanlage (1).

Description

Beschreibung
Verfahren zur Konservierung Die Erfindung betrifft eine Kraftwerksanlage sowie ein Verfahren zur Konservierung einer Kraftwerksanlage.
Bei einer Kraftwerksanlage mit Dampfturbine müssen bei längeren Stillständen die Dampfturbine und der Kondensator konser- viert werden, um Korrosion zu begrenzen. Gleichzeitig besteht bei thermischen Kraftwerken mit Wasser-Dampf-Kreislauf der Anspruch, nach längerem Stillstand denselben schnell wieder anfahren zu können und während des Anfahrens schnell chemische Dampfreinheit zu erreichen, um möglichst bald die Dampf- turbine wieder in Betrieb nehmen zu können.
Bisher wurde bei längeren Stillständen das Vakuum gebrochen, d.h. Dampfturbine und Kondensator wurden mit Umgebungsluft gefüllt. Die somit in Dampfturbine und Kondensator enthaltene Umgebungsluft wurde mittels Trocknern soweit getrocknet, dass Korrosion durch die weitgehende Abwesenheit von Feuchte ausreichend eingedämmt war. Eine kritische Stelle ist in diesem Zusammenhang der KondensatSammelbehälter, aus welchem das Kondensat entweder komplett abgelassen oder zumindest der Füllstand reduziert wird. Dies erschwert das Wiederanfahren. Darüber hinaus wird durch das Vakuumbrechen über die Umgebungsluft auch „Verschmutzung" in Dampfturbine und in den Kondensator eingetragen, so dass die erforderliche Dampfreinheit beim Wiederanfahren entsprechend schwerer zu erreichen ist und der Anfahrprozess entsprechend länger dauert.
Korrosion kann entweder durch die Abwesenheit von Feuchte (bisher meist üblicher Ansatz in Bezug auf Dampfturbine und Kondensator) oder von Sauerstoff verhindert werden. Bei- spielsweise wird Stickstoff bereits heute üblicherweise zur Korrosionsvermeidung und Konservierung im dampfführenden Bereich des Kessels und im Dampfleitungsbereich eingesetzt. Aufgabe der Erfindung ist es, eine Kraftwerksanlage bereitzustellen, mit der ein Konservierungsverfahren möglich ist, das sowohl im Hinblick auf Wirksamkeit und Kosteneffizienz als auch im Hinblick auf Schnellstartfähigkeit der Kraftwerksan- läge vorteilhaft ist. Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist es, ein entsprechendes Verfahren zur Konservierung anzugeben.
Die Erfindung löst die auf eine Kraftwerkanlage gerichtete Aufgabe, indem sie vorsieht, dass bei einer derartigen Kraft- Werksanlage umfassend eine Dampfturbine mit einer Welle, einen der Dampfturbine in DampfStrömungsrichtung nachgeschalteten Kondensator, eine dem Kondensator nachgeschaltete Vakuumpumpe, ein DichtdampfSystem mit Wellendichtungen und eine in die Wellendichtungen mündende DichtdampfVersorgungsleitung, in den Kondensator eine erste Stickstoffleitung mündet und in die DichtdampfVersorgungsleitung eine zweite Stickstoffleitung sowie eine von der Vakuumpumpe abzweigende
Rezirkulationsleitung münden. Durch die Möglichkeit der Einleitung von Stickstoff in das
DichtdampfSystem und zusätzlich auch direkt in den Kondensator, kann die Dampfturbine/ der Kondensator während des Abfahrens in den konservierten Zustand auf einen geringen (wenige mbar) Stickstoff-Überdruck gebracht werden. Über die Rezirkulationsleitung kann der Stickstoffbedarf vergleichsweise gering gehalten werden.
Die Verwendung von Stickstoff zur Konservierung der Dampfturbine als Alternative zum Trocknen führt zu verringertem Wasserverbrauch - das Kondensat im KondensatSammelbehälter wird nicht mehr verworfen, damit ergibt sich eine Reduzierung des Abwasseranfalls.
Generell entfallen die Betriebskosten für den Trockner.
In einer vorteilhaften Ausführungsform der Erfindung umfassen die Wellendichtungen Sperrdampfkammern und Wrasendampf- kammern, wobei die DichtdampfVersorgungsleitung in die Sperr- dam fkämmern mündet und die Wrasendampfkammern mit einem Wrasendampf-Gebläse verbunden sind, um in die Wellendichtungen eindringende Luft und einen Teilmengenstrom des Dampfes aus den Sperrdampfkammern abzusaugen und einem Wrasendampf- Kondensator zuzuführen. Über diese Anordnung kann im Falle einer Konservierung mit Stickstoff auch der Stickstoff gesammelt bzw. kontrolliert abgezogen und ggf. einer Weiterverwendung zugeführt werden. Insbesondere kann Stickstoff, der im Falle einer stehenden, konservierten Anlage in nennenswertem Umfang benötigt wird bzw. anfällt, rückgewonnen werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform ist ein elektrischer Überhitzer in die DichtdampfVersorgungsleitung geschaltet und die Stickstoffleitung mündet stromauf des Überhitzers in die DichtdampfVersorgungsleitung . Falls notwendig kann die Warmhaltung/ Anwärmung der Dampfturbine durch die Aufwärmung des Stickstoffs über den im DichtdampfSystem vorhandenen elektrischen Überhitzer (eigentlich Hilfsdampf- Überhitzer) unterstützt werden.
Die auf ein Verfahren gerichtete Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren zur Konservierung einer Kraftwerksanlage umfassend eine Dampfturbine, einen der Dampfturbine nachgeschalteten Kondensator, eine dem Kondensator nachgeschalte- te Vakuumpumpe und ein DichtdampfSystem, wobei beim Abfahren der Dampfturbine in einen konservierten Zustand Stickstoff in das DichtdampfSystem und in den Kondensator eingeleitet wird, und die Dampfturbine und der Kondensator auf Stickstoff- Überdruck gebracht werden und die Vakuumpumpe abgeschaltet wird, wobei beim Anfahren der Dampfturbine an der Abluft der Vakuumpumpe Stickstoff abgezweigt und wieder dem Dichtdampf- System zugeführt wird.
Es ist vorteilhaft, wenn Stickstoff stromauf eines elektri- sehen Überhitzers in eine DichtdampfVersorgungsleitung des
DichtdampfSystems eingeleitet wird. Der elektrische Überhitzer im DichtdampfSystem stellt dabei sicher, dass der über das DichtdampfSystem eingespeiste Stickstoff ausreichend hohe Temperaturen für die Wellendichtdampf ersorgung hat.
Durch frühzeitigere Umstellung auf Stickstoff-Versorgung kann der Dichtdampf edarf nach dem Abfahren reduziert werden, was mehr Wärme im Kessel belässt und diesen damit länger heiß- /warmstartfähig hält.
Es ist daher zweckmäßig, wenn beim Abfahren der Kraftwerkan- läge (1) Stickstoff gemeinsam mit Dampf in die DichtdampfVersorgungsleitung (8) eingespeist wird, sobald das Vakuum gebrochen werden kann.
Im Hinblick auf einen sparsamen Umgang mit Stickstoff ist es vorteilhaft, wenn nach dem Abfahren der Dampfturbine nach Erreichen eines Stickstoff-Überdrucks in der Dampfturbine und im Kondensator die StickstoffVersorgung des DichtdampfSystems während der Konservierungsphase außer Betrieb genommen wird. Nach Erreichen eines leichten Stickstoff-Überdruckes in
Dampfturbine bzw. Kondensator kann der Überdruck durch die
Stickstoff-Nachspeisung am Kondensator aufrechterhalten werden. Dieses Vorgehen senkt den Stickverbrauch.
Dabei ist auf Temperaturschwankungen zu achten. Insbesondere ist es vorteilhaft, wenn vor einer erwartbaren Temperaturänderung, insbesondere Abkühlung, in der Dampfturbine oder im Kondensator ein Stickstoffdruck in der Dampfturbine oder im Kondensator erhöht wird. Ansonsten kann im ungünstigen Fall Umgebungsluft in die Dampfturbine bzw. den Kondensator hineingesaugt werden. Eine solche Temperaturschwankung und damit verbundene Druckschwankung in Dampfturbine bzw. Kondensator kann z.B. durch den Betrieb des Hauptkühlwassersystems während der Konservierung hervorgerufen werden. Derartige Umwälzungen des Kühlwassers während längerer Stillstände sind von Zeit zu Zeit aus chemischer/ biologischer Sicht notwendig . Um diese Probleme zu vermeiden, ist eine entsprechende Stickstoffdruckregelstrategie notwendig, die auch Betriebszu- standsänderungen berücksichtigt, z.B. kann vor Anschalten der Kühlwasserpumpen, der Stickstoff-Druck zuvor leicht erhöht werden. Auch eine regelmäßige Überprüfung des RestSauerstoffes im konservierten Volumen ist notwendig.
Vorteilhafter Weise wird beim Anfahren der Kraftwerksanlage, solange kein ausreichender Dichtdampf vorliegt, kontinuier- lieh Stickstoff über das DichtdampfSystem nachgespeist. Insbesondere erfolgt dies während der Kondensator-Evakuierung zur Sperrung der Dampfturbinenwellendichtung . Damit wird ein Nachströmen von Umgebungsluft in die Dampfturbine und infolgedessen eine Kontamination des Wasser-Dampf-Kreislaufes ver- hindert. Eine vom Abhitzedampferzeuger unabhängige Dichtdampfversorgung ist somit nicht nötig, d.h. es könnte ggf. ein separater Hilfsdampferzeuger eingespart werden. Dies führt auch zu Energieeinsparungen. Ganz besonders vorteilhaft ist es, wenn zum Anfahren der Kraftwerksanlage Stickstoff vom Kondensator in das Dichtdampfsystem rezirkuliert wird, und zwar nachdem Luft in einer Rezirkulationsleitung vom Kondensator zum DichtdampfSystem ausgetrieben wurde und nachdem ein ausreichender Unterdruck im Kondensator erreicht wurde, der ein Öffnen von Dampfum- leitstationen erlaubt. Ausreichender Unterdruck bedeutet typischerweise 600 mbar.
Weiterhin vorteilhaft ist es, wenn die Warmhaltung oder Auf- wärmung der Dampfturbine durch Aufwärmung des Stickstoffs über einen im HilfsdampfSystem angeordneten elektrischen Überhitzer unterstützt wird.
Es ist zweckmäßig, wenn die mit Stickstoff angereicherte Ab- luft aus den Wrasendampfkammern verdichtet und einem Stickstoffgenerator als Eingangsluft zu Verfügung gestellt wird. Weiterhin ist es zweckmäßig, wenn für die Konservierung während des Abfahrens und während des Stillstandes eine vergleichsweise kleine, hochreine Stickstoffmenge und für das Anfahren eine im Vergleich dazu größere, unreinere Stickstoffmenge pro Zeit bereitgestellt wird.
Vorteilhafter Weise ist das WrasendampfSystem zumindest zeitweise während einer gezielten Stickstoffbefüllung des Kondensators und der Dampfturbine in Betrieb.
Mit der Erfindung ergeben sich zahlreiche Vorteile. Beispielsweise ermöglicht die Erfindung neben einer gegenüber dem heutigen Konzept (Trockner basiert) deutlich verbesserten Konservierung (z.B. stark verminderte Korrosion im Kondensat- Sammelbehälter) auch Kosteneinsparungen (beim Invest wie auch im Betrieb) bei gleichzeitig maximal verkürzter Anfahrzeit aus dem längeren Stillstand und dies ohne dass eine externe Hilfsdampfquelle benötigt wird. Die Vorbereitungszeit bis zum eigentlichen Startzeitpunkt sind beispielsweise dadurch gegenüber dem Stand der Technik verkürzt, dass der Kondensat- Sammelbehälter bereits gefüllt ist bzw. dass nicht auf die Dichtdampfbereitstellung gewartet werden muss.
Die Investkosteneinsparungen resultieren aus dem Entfall des bisherigen Trockners einschließlich Anschlussleitungen, des Hilfsdampfkessels einschließlich Nebenanlagen bzw. von zusätzlichen Anfahreinrichtungen zur frühzeitigen Dichtdampfversorgung aus der kalten Zwischenüberhitzung und damit aus dem Kessel, etc. Die gegenzurechnenden Kosten für die Stickstoff-Versorgung sind deutlich geringer und beinhalten im Wesentlichen den Stickstoff-Speicher, Rohrleitungen und Ventile zur Stickstoff-Versorgung bzw. zur Stickstoff-Abfuhr ins Freie .
Falls eine Stickstoff-Gewinnungsanlage vor Ort vorhanden ist, kommen neben dieser noch eine ausreichend dimensionierte Drucklufterzeugungsanlage und vorteilhafterweise ein Stickstoff-Sammelbereich hinzu, der die Stickstoff-haltige Abluft aufnimmt und der Drucklufterzeugungseinheit als Zuluft zur Verfügung steht .
Zumindest ergeben sich aber Synergieeffekte in Bezug auf die Konservierung anderer Teile des Wasserdampfkreislaufes . Diesen Einsparungen sind zwar die betrieblichen Kosten für den Stickstoff-Verbrauch und dabei insbesondere für die Druck- lufterzeugung gegenzurechnen. Diese sind aber vergleichsweise niedrig .
Weitere Synergieeffekte ergeben sich, falls eine Werksluftanlage installiert ist, in Bezug auf das zur Stickstoffgewinnung vor Ort erforderliche Druckluftsystem. Darüber hinaus ergeben sich Brennstoffeinsparungen durch deutlich schnellere Kaltstarts, da die Wartezeit auf chemische Dampfreinheit im Prinzip entfallen kann. Voraussetzung hierfür ist allerdings, dass auch andere Teile des Wasser- Dampfkreislaufes hinreichend konserviert und gegen das Ein- dringen von Umgebungsluft ausgestattet und entsprechend betrieben wurden.
Im Vergleich zu einer Anlage, die mit einem fossil befeuerten Hilfskessel betrieben wird, würde auch eine bei der Genehmi- gung zu berücksichtigende Emissionsquelle entfallen.
Die Erfindung wird beispielhaft anhand der Zeichnungen näher erläutert. Es zeigen schematisch und nicht maßstäblich: Figur 1 eine Kraftwerksanlage nach der Erfindung und
Figur 2 Ablauf eines Verfahrens zur Konservierung einer
Kraftwerksanlage .
Die Figur 1 zeigt schematisch und beispielhaft eine Kraft- Werksanlage 1 umfassend eine Dampfturbine 2 mit einer Welle
3, einen der Dampfturbine 2 in DampfStrömungsrichtung nachgeschalteten Kondensator 4 und eine dem Kondensator 4 nachgeschaltete Vakuumpumpe 5. Zum Abdichten der Welle 3 kommt üb- licherweise ein DichtdampfSystem 6 mit einer in die Wellendichtungen 7 mündenden Dichtdampf ersorgungsleitung 8 zum Einsatz. Die Wellendichtungen 7 umfassen Sperrdampfkammern 12 und Wrasendampfkammern 13. Die vom Hilfsdampferzeuger 19 kom- mende DichtdampfVersorgungsleitung 8 mündet in die Sperrdampfkammern 12. Zur Überhitzung des Hilfsdampfes bzw. Dichtdampfes ist in die DichtdampfVersorgungsleitung 8 ein elektrischer Überhitzer 16 geschaltet. Innerhalb eines Wrasen- dampfsystems 18 sind die Wrasendampfkammern 13 mit einem Wrasendampf-Gebläse 14 verbunden, um in die Wellendichtungen 7 eindringende Luft und einen Teilmengenstrom des Dampfes aus den Sperrdampfkammern 12 abzusaugen. Der abgesaugte Wrasen wird einem Wrasendampf-Kondensator 15 zugeführt. Nach der Erfindung mündet eine erste Stickstoffleitung 9 in den Kondensator 4. Eine zweite Stickstoffleitung 10 mündet stromauf des elektrischen Überhitzers 16 in die Dichtdampfversorgungsleitung 8. Ferner mündet eine von der Vakuumpumpe 5 abzweigende Rezirkulationsleitung 11 in die Dichtdampfver- sorgungsleitung 8. Die rezirkulierte Stickstoffmenge kann über ein Ventil 40 in der Rezirkulationsleitung 11 eingestellt werden. Eine Druckregelung der Vakuumpumpe 5 kann auch über Ventil 41 oder in Kombination der beiden Ventile 40 und 41 erfolgen. Die StickstoffVersorgung erfolgt im Ausführungs- beispiel der Figur 1 über einen Stickstoffgenerator sowie ein Stickstofflager 20. Da die Vakuumpumpe 5 im Hinblick auf den geförderten Volumenstrom erwartungsgemäß nicht für die
Rezirkulation von Stickstoff für die Konservierung ausgelegt ist und für diesen Zweck tendenziell überdimensioniert ist, zeigt Figur 1 zwei weitere Maßnahmen, mit denen ein Betrieb mit der Vakuumpumpe 5 trotzdem sinnvoll möglich ist. Zum Einen kann über die Rückführungsleitung 42 mit Ventil 43 zu viel gepumpter Stickstoff an den Eingang der Vakuumpumpe 5 rückgeführt werden, zum Anderen kann über Leitung 44 mit Ver- dichter 45 Stickstoff direkt in das Stickstofflager 20 gefördert werden. Im erfindungsgemäßen Verfahren zur Konservierung einer Kraft- Werksanlage 1 wird entsprechend Figur 2 beim Abfahren der Dampfturbine 2 in einen konservierten Zustand Stickstoff stromauf eines elektrischen Überhitzers 16 in die Dichtdampf- Versorgungsleitung 8 des DichtdampfSystems 6 und in den Kondensator 4 eingeleitet 21. Solange die Dampfturbine 2 noch mit dem Netz synchronisiert ist, darf der Kondensatordruck um Ventilationsprobleme an der Dampfturbine 2 zu vermeiden durch Stickstoffzufuhr nur begrenzt angehoben werden. Wie beim Ab- fahren so auch beim Anfahren der Dampfturbine 2 kann dabei zeitweise Stickstoff gemeinsam mit Dampf in die Dichtdampfversorgungsleitung 8 eingespeist werden 22, insbesondere aber erst dann, wenn das Vakuum gebrochen werden kann. Erst nach Trennung vom Netz und Erreichen der Turndrehzahl wird die Va- kuumpumpe 5 abgeschaltet 23. Eine entsprechende kondensator- seitige Absperrung an der Luftabsaugung des Kondensators wird geschlossen. Der Vakuumbrecher wird nicht benutzt (er kann ggf. ganz entfallen, falls er durch eine ausreichend groß dimensionierte Stickstoffeinspeisung am Kondensator ersetzt wird) . Anschließend wird über die Stickstoffzufuhr der Druck im Kondensator 4 / in der Dampfturbine 2 auf Überdruck angehoben 24.
Im DichtdampfSystem wird während des Stickstoff-Füllvorganges (dieser kann bereits langsam während des Abfahrens der Kraftwerksanlage beginnen, d.h. Dampfturbosatz ist noch mit dem Netz synchronisiert) immer ein Überdruck gewahrt 25 (entweder durch Stickstoff-Einspeisung, herkömmliche DichtdampfVersorgung aus dem Kessel oder einer Kombination aus beiden) , so- dass keine Umgebungsluft über diesen Weg eindringen kann. Damit soll sichergestellt werden, dass die Anlage aus chemischer Sicht immer schnellstartbereit ist (kein Warten auf Dampfreinheit) und Korrosion auch bei gefülltem Kondensatsammelbehälter im Bereich von Dampfturbine und Kondensator unterbleibt.
Nach dem vollständigen Abfahren der Dampfturbine 2 und nach Erreichen eines Stickstoff-Überdrucks in der Dampfturbine 2 und im Kondensator 4 wird die Stickstoff ersorgung des Dichtdampfsystems 6 während der Konservierungsphase außer Betrieb genommen 26. Das WrasendampfSystem 18 ist zumindest zeitweise während einer gezielten Stickstoffbefüllung des Kondensators und der Dampfturbine in Betrieb.
Mit Stickstoff angereicherte Abluft aus den Wrasendampf- kammern 13 kann verdichtet und einem Stickstoffgenerator 17 als Eingangsluft zu Verfügung gestellt werden 28. Für die Konservierung während des Abfahrens und während des Stillstandes der Dampfturbine 2 wird eine vergleichsweise kleine, hochreine erste Stickstoffmenge benötigt 29.
Eine Warmhaltung oder Aufwärmung der Dampfturbine 2 wird durch Aufwärmung des Stickstoffs über einen in der Dichtdampfversorungsleitung 8 angeordneten elektrischen Überhitzer 16 unterstützt 30.
Vor einer erwartbaren Temperaturänderung in der Dampfturbine 2 oder im Kondensator 4 wird ein Stickstoffdruck in der
Dampfturbine 2 oder im Kondensator 4 erhöht 31.
Beim Anfahren der Kraftwerksanlage 1, insbesondere während der Kondensator-Evakuierung, wird zur Sperrung der Dampf- turbinenwellendichtung, kontinuierlich Stickstoff über das DichtdampfSystem 6 nachgespeist 32, solange kein ausreichender Dichtdampf vorliegt.
Beim Anfahren der Dampfturbine 2 wird die Vakuumpumpe 5 wie- der in Betrieb genommen 33. Insbesondere wird über die Vakuumpumpen ein für das Öffnen der Dampfumleitstationen bzw. Startfreigabe der Gasturbine ausreichendes Vakuum gezogen. Stickstoff wird über eine entsprechende Abluftleitung an den Vakuumpumpen über Dach abgeblasen 34 oder, im Falle der
Stickstoffgewinnung vor Ort (z.B. mittels Druckwechsel -
Adsorption) , einem speziellen Zuluftbereich an einer Druck- lufterzeugungsanlage zur Stickstoff-Gewinnung zugeführt 35. Damit ist es sinnvoll, das stark Stickstoff-haltige Abgas aus dem WrasendampfSystem 18 bzw. der Abluft aus der Vakuumpumpe 5 wieder zu verdichten und dem Stickstoffgenerator 17 als Eingangsdruckluft zur Verfügung zu stellen. Auf diese Weise lässt sich die Stickstoffgewinnungsanlage wie auch die dafür nötige „Druckluftmenge" stark verkleinern.
Der benötigte Stickstoff kann entweder über einen extern zu füllenden Speicher (z.B. Flaschenbatterie) erfolgen oder Stickstoff wird vor Ort gewonnen (z.B. mittels Druckwechsel Adsorption) und ggf. in einem Speicher bereitgehalten. Die Dimensionierung des Speichers und/oder der Stickstoffgewinnungsanlage muss ausreichend sein, um mindestens die
Befüllung von Dampfturbine/Kondensator und die anschließende Druckhaltung sicherzustellen. Darüber hinaus muss auch das Wiederanfahrkonzept berücksichtigt werden, d.h., es muss berücksichtigt werden, ab wann die Stickstoff-Nachspeisung durch herkömmlichen Dichtdampf wieder ersetzt werden kann. Falls keine Stickstoffgewinnung vor Ort erfolgt, muss auch die Lieferlogistik bei der Speicherdimensionierung berück- sichtigt werden.
Um den Stickstoffbedarf zu begrenzen, wird beim Anfahren zumindest zeitweise an der Abluft der Vakuumpumpe 5 Stickstoff abgezweigt und dem DichtdampfSystem 6 zugeführt 36. Der
Stickstoff wird natürlich nicht sofort, sondern erst nach einer gewissen Betriebszeit in das DichtdampfSystem 6
rezirkuliert, und zwar dann, wenn Luft in einer
Rezirkulationsleitung 11 vom Kondensator 4 zum DichtdampfSystem 6 ausgetrieben wurde und nachdem ein ausreichender Unter- druck im Kondensator 4 erreicht wurde, der ein Öffnen von
Dampfumleitstationen erlaubt. Dies wird durch entsprechende Absperreinrichtungen sichergestellt .
Im Falle der Stickstoffgewinnung vor Ort lässt sich durch Va- riation des Stickstoffreinheitsgrades die Kapazität einer gegebenen Stickstoffanläge variieren. Wie bereits oben beschrieben ist die Bereitstellung einer kleineren, aber hochreinen Stickstoffmenge für die Konservierung erforderlich. Diese wird während des Abfahrens und des Stillstandes benötigt und resultiert aus den vergleichsweise niedrigen Stickstoff-Verlusten über das WrasendampfSystem, da der StickstoffÜberdruck in Dampfturbine/Kondensator zu Konservierungs- zwecken sehr niedrig gehalten wird. Es könnte nun eine StickstoffProduktion von „hochrein" im Konservierungsfall für das Anfahren umgestellt werden, so dass eine im Vergleich dazu größere, unreinere zweite Stickstoffmenge bereitgestellt wird 37. Die Bereitstellung einer größeren unreineren Stickstoff- menge für das Anfahren ist im Hinblick auf die Menge nötig und im Hinblick auf die Reinheit ausreichend. Stickstoff muss nämlich mit einem höheren Druck im DichtdampfSystem 6 bereitgestellt werden, wodurch die Stickstoff-Verluste über das WrasendampfSystem 18 zunehmen. Andererseits ist die erhöhte Unreinheit aufgrund der Kürze des Anfahrvorganges kein Problem, darüber hinaus wird auch hochreiner Stickstoff über die Vakuumpumpe 5 rezirkuliert.
Im Hinblick auf Betriebssicherheit ist zu beachten, dass das WrasendampfSystem 18 (insbesondere die Ventilatoren zur Absaugung) während der gesamten Zeit (auch während der ggf. länger dauernden Stillstandskonservierung) in Betrieb bleibt und den, ansonsten über die Wellendichtungen 7 in das Maschinenhaus entweichenden Stickstoff über eine entsprechende Rohrleitung über Dach abführt bzw. einem besonderen (entsprechend gut abgeschirmten) Zuluftbereich an einer ggf. zusätzlichen, nur für die Komprimierung der Stickstoff-haltigen Abluft vorgesehenen, Drucklufterzeugungsanlage zu. Die vorhandene Maschinenhauslüftung sorgt als weitere Sicherheit dafür, dass etwaige Stickstoffansammlungen (z.B. bei Fehlfunktion der Absaugeventilatoren am WrasendampfSystem 18) , welche eine für Menschen hinreichende Sauerstoffzufuhr unterbinden könnten, gar nicht erst entstehen können. Als weitere Sicherheit können entsprechende Alarmanlagen, welche anzeigen, dass das WrasendampfSystem 18 und/oder die Gebäudelüftung ausgefallen sind und außerdem entsprechende Gasdetektoren angewandt werden, welche entweder eine hohe Stickstoffkonzentration oder eine niedrige Sauerstoffkonzentration detektieren und ent- sprechend deutlich anzeigen. Dazu können ortsfeste oder auch vom einzelnen Mitarbeiter zutragende Gasdetektoren verwendet werden. Damit sind ggf. auftretende Probleme in Bezug auf Personensicherheit sehr gut beherrschbar. Insgesamt ist auch festzuhalten, dass der gasförmig abgegebene molekulare Stickstoff an sich ungiftig und als Hauptbestandteil der Luft auch keine umweltrelevante Emission ist.

Claims

Kraftwerksanlage (1) umfassend eine Dampfturbine (2) mit einer Welle (3), einen der Dampfturbine (2) in Dampfströmungsrichtung nachgeschalteten Kondensator (4), eine dem Kondensator (4) nachgeschaltete Vakuumpumpe (5) , ein DichtdampfSystem (6) mit Wellendichtungen (7) und eine in die Wellendichtungen (7) mündende Dichtdampf ersorgungsleitung (8), dadurch gekennzeichnet, dass in den Kondensator (4) eine erste Stickstoffleitung (9) mündet und in die DichtdampfVersorgungsleitung (8) eine zweite Stickstoffleitung (10) sowie eine von der Vakuumpumpe (5) abzweigende Rezirkulationsleitung (11) münden.
Kraftwerksanlage (1) nach Anspruch 1, wobei die Wellendichtungen (7) Sperrdampfkammern (12) und Wrasendampf- kammern (13) umfassen, wobei die Dichtdampfversorgungs- leitung (8) in die Sperrdampfkammern (12) mündet und die Wrasendampfkammern (13) mit einem Wrasendampf-Gebläse (14) verbunden sind, um in die Wellendichtungen (7) eindringende Luft und einen Teilmengenstrom des Dampfes aus den Sperrdampfkammern (12) abzusaugen und einem Wrasendampf-Kondensator (15) zuzuführen.
Kraftwerksanlage (1) nach einem der Ansprüche 1 oder 2, wobei ein elektrischer Überhitzer (16) in die Dichtdampfversorgungsleitung (8) geschaltet ist und die erste
Stickstoffleitung (9) stromauf des elektrischen Überhitzers (16) in die DichtdampfVersorgungsleitung (8) mündet.
Verfahren zur Konservierung einer Kraftwerksanlage (1) umfassend eine Dampfturbine (2), einen der Dampfturbine (2) nachgeschalteten Kondensator (4), eine dem Kondensator (4) nachgeschaltete Vakuumpumpe (5) und ein Dichtdampfsystem (6), wobei beim Abfahren der Dampfturbine (2) in einen konservierten Zustand Stickstoff in das Dichtdampfsystem (6) und in den Kondensator (4) eingeleitet wird, und die Dampfturbine (2) und der Kondensator (4) auf Stickstoff-Überdruck gebracht werden und die Vakuumpumpe (5) abgeschaltet wird, dadurch gekennzeichnet, dass beim Anfahren der Dampfturbine (2) die Vakuumpumpe (5) wieder in Betrieb genommen wird und zumindest zeitweise an der Abluft der Vakuumpumpe (5) Stickstoff abgezweigt und dem DichtdampfSystem (6) zugeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei Stickstoff stromauf eines elektrischen Überhitzers (16) in eine Dichtdampfversorgungsleitung (8) des DichtdampfSystems (6) eingeleitet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 4 oder 5, wobei beim Abfahren der Kraftwerkanlage (1) Stickstoff gemeinsam mit Dampf in die Dichtdampf ersorgungsleitung (8) eingespeist wird, sobald das Vakuum gebrochen werden kann.
Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 6, wobei nach dem Abfahren der Dampfturbine (2) nach Erreichen eines Stickstoff-Überdrucks in der Dampfturbine (2) und im Kondensator (4) die Stickstoffversorgung des DichtdampfSystems (6) während der Konservierungsphase außer Betrieb genommen wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 7, wobei vor einer erwartbaren Temperaturänderung in der Dampfturbine (2) oder im Kondensator (4) ein Stickstoffdruck in der Dampfturbine (2) oder im Kondensator (4) erhöht wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 8, wobei beim Anfahren der Kraftwerksanlage (1) , solange kein ausreichender Dichtdampf vorliegt, kontinuierlich Stickstoff über das DichtdampfSystem (6) nachgespeist wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 9, wobei zum Anfahren der Kraftwerksanlage (1) Stickstoff vom Kondensator (4) in das DichtdampfSystem (6) rezirkuliert wird, nachdem Luft in einer Rezirkulationsleitung (11) vom Kon- densator (4) zum DichtdampfSystem (6) ausgetrieben wurde und nachdem ein ausreichender Unterdruck im Kondensator (4) erreicht wurde, der ein Öffnen von Dampfumleitstatio- nen erlaubt . Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 10, bei dem eine Warmhaltung oder Aufwärmung der Dampfturbine (2) durch Aufwärmung des Stickstoffs über einen in der Dichtdampf- versorungsleitung (8) angeordneten elektrischen Überhitzer (16) unterstützt wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 11, bei dem mit Stickstoff angereicherte Abluft aus den Wrasendampf- kammern (13) verdichtet und einem Stickstoffgenerator (17) als Eingangsluft zu Verfügung gestellt wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 12, bei dem für die Konservierung während des Abfahrens und während des Stillstandes der Dampfturbine (2) eine vergleichsweise kleine, hochreine erste Stickstoffmenge und für das Anfahren eine im Vergleich dazu größere, unreinere zweite Stickstoffmenge pro Zeit bereitgestellt wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 13, bei dem ein WrasendampfSystem (18) zumindest zeitweise während einer gezielten Stickstoffbefüllung des Kondensators (4) und der Dampfturbine (2) in Betrieb ist.
EP18720124.9A 2017-04-11 2018-04-10 Verfahren zur konservierung Active EP3585985B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102017206196 2017-04-11
PCT/EP2018/059155 WO2018189176A1 (de) 2017-04-11 2018-04-10 Verfahren zur konservierung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP3585985A1 true EP3585985A1 (de) 2020-01-01
EP3585985B1 EP3585985B1 (de) 2021-05-26

Family

ID=62062986

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP18720124.9A Active EP3585985B1 (de) 2017-04-11 2018-04-10 Verfahren zur konservierung

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10895172B2 (de)
EP (1) EP3585985B1 (de)
JP (1) JP6880232B2 (de)
KR (1) KR102216364B1 (de)
ES (1) ES2887407T3 (de)
PT (1) PT3585985T (de)
WO (1) WO2018189176A1 (de)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7427561B2 (ja) * 2020-08-18 2024-02-05 株式会社東芝 復水器真空調整装置

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3584973A (en) * 1969-09-30 1971-06-15 Ingersoll Rand Co Modular turbo compressor unit
JPS58117306A (ja) * 1981-12-29 1983-07-12 Hitachi Ltd コンバインドプラント
CH665451A5 (de) * 1983-07-19 1988-05-13 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zum reinigen und entgasen des kondensates/speisewassers im kreislauf einer stromerzeugungsanlage.
JPS62237013A (ja) * 1986-04-09 1987-10-17 Hitachi Ltd 複合発電設備の起動方法及び同装置
US4905474A (en) * 1988-06-13 1990-03-06 Larinoff Michael W Air-cooled vacuum steam condenser
JPH04119301U (ja) 1991-04-09 1992-10-26 三菱重工業株式会社 蒸気タービンロータの中心孔の防錆装置
JP3920365B2 (ja) * 1994-04-28 2007-05-30 オルマット インダストリーズ リミテッド 地熱流体中の非凝縮性ガスを処理するための装置および方法
DE4439516C2 (de) * 1994-11-04 1997-03-27 Siemens Ag Verfahren zur Verhinderung von Gaseintrag in das Kondensat einer Dampfkraftanlage und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
JP3571802B2 (ja) * 1995-06-08 2004-09-29 株式会社東芝 脱気装置内蔵型復水器
JP3073468B2 (ja) 1997-08-26 2000-08-07 三菱重工業株式会社 蒸気冷却式ガスタービン複合プラント及びその運転制御方法
US6588499B1 (en) * 1998-11-13 2003-07-08 Pacificorp Air ejector vacuum control valve
DE50208649D1 (de) * 2001-04-06 2006-12-21 Alstom Technology Ltd Verfahren zur bereitschaftshaltung eines kombikraftwerkes
JP2003293707A (ja) 2002-03-29 2003-10-15 Jfe Steel Kk 復水器内の水の管理方法
US7065970B2 (en) * 2003-11-07 2006-06-27 Harpster Joseph W C Condensers and their monitoring
DE10245935A1 (de) * 2002-09-30 2004-05-19 Alstom (Switzerland) Ltd. Entlüftungs-/Entgasungssystem für Kraftwerkskondensatoren
US7107774B2 (en) * 2003-08-12 2006-09-19 Washington Group International, Inc. Method and apparatus for combined cycle power plant operation
US20050076639A1 (en) * 2003-10-14 2005-04-14 Shirk Mark A. Cryogenic cogeneration system
US7147427B1 (en) * 2004-11-18 2006-12-12 Stp Nuclear Operating Company Utilization of spillover steam from a high pressure steam turbine as sealing steam
JP4738158B2 (ja) * 2005-12-07 2011-08-03 三菱重工業株式会社 ガスタービンの蒸気冷却配管の残留蒸気除去機構及び残留蒸気除去方法
JP4311415B2 (ja) * 2006-06-26 2009-08-12 株式会社日立製作所 冷却装置，冷却装置を用いたガスタービンシステム，冷却機構を用いたヒートポンプシステム，冷却方法，冷却装置の運転方法
US20130074499A1 (en) * 2011-09-22 2013-03-28 Harris Corporation Hybrid thermal cycle with imbedded refrigeration
JP5757335B2 (ja) * 2011-10-19 2015-07-29 富士電機株式会社 混入空気除去装置およびこれを備えた発電装置
WO2013117730A2 (en) * 2012-02-10 2013-08-15 Alstom Technology Ltd Water/steam cycle and method for operating the same
US8820078B1 (en) * 2013-08-06 2014-09-02 Thomas Edward Duffy Heat recovery steam generator and method for fast starting combined cycles
DE102014210225A1 (de) 2014-05-28 2015-12-03 Siemens Aktiengesellschaft Dampfturbinensystem
DE102014210221A1 (de) * 2014-05-28 2015-12-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Konservierung von Komponenten eines Dampfturbinensystems
EP2995785A1 (de) * 2014-09-12 2016-03-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Kraftwerksanlage
DE102014222919A1 (de) * 2014-11-11 2016-05-12 Siemens Aktiengesellschaft Verbrennung von elektropositivem Metall in einer Flüssigkeit
JP6462335B2 (ja) 2014-11-25 2019-01-30 三菱重工業株式会社 弁ケーシング、これを備えた弁、弁を備えたタービン装置、および弁ケーシングの雰囲気ガス侵入防止方法
DE102014225711A1 (de) * 2014-12-12 2016-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Konservierung eines Anlagenteils eines Dampfkraftwerks
CN106050419B (zh) * 2016-06-23 2018-08-14 章礼道 燃气轮机压水堆蒸汽轮机联合循环系统
US20190072006A1 (en) * 2017-09-05 2019-03-07 Thomas Edward Duffy Method and apparatus to reduce thermal stress when starting combined cycle power systems

Also Published As

Publication number Publication date
WO2018189176A1 (de) 2018-10-18
KR20190131118A (ko) 2019-11-25
US10895172B2 (en) 2021-01-19
KR102216364B1 (ko) 2021-02-17
JP2020516808A (ja) 2020-06-11
JP6880232B2 (ja) 2021-06-02
PT3585985T (pt) 2021-07-28
EP3585985B1 (de) 2021-05-26
US20200149435A1 (en) 2020-05-14
ES2887407T3 (es) 2021-12-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1379758B1 (de) Verfahren zur bereitschaftshaltung eines kombikraftwerkes
DE60126721T2 (de) Kombiniertes Kreislaufsystem mit Gasturbine
EP2865854B1 (de) Vorrichtung und Verfahren zum zuverlässigen Starten von ORC Systemen
EP2483958B1 (de) Verfahren zum betreiben eines brennstoffzellensystems
EP0439754A1 (de) Verfahren zum Anfahren einer Kombianlage
DE112013005205B4 (de) Stromerzeugungssystem
EP3126641A1 (de) Verfahren zum anwärmen oder warmhalten einer dampfturbine
DE112012002660T5 (de) Abwärmestromerzeuger
DE112014003274T5 (de) Erzeugung von Energie aus Abwärme von Brennstoffzellen
DE10048439C2 (de) Dampfturbinenanlage und Verfahren zum Betreiben einer Dampfturbinenanlage
DE102012108992A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb eines luftgekühlten Kondensationsapparates
WO2013079149A1 (de) Verfahren zum vorbereiten des wiederstarts einer brennstoffzelle
EP3585985B1 (de) Verfahren zur konservierung
EP1870646B1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Rückgewinnung von Kondensationswärme aus einem thermodynamischen Kreisprozess
EP2802746A1 (de) Dampfturbinensystem und verfahren zum anfahren einer dampfturbine
WO2003083307A1 (de) Pumpeinrichtung, verfahren zum betreiben einer pumpeinrichtung und dessen verwendung bei einer dampfturbinenanlage
WO2003078314A1 (de) Verfahren zur verminderung der no-abgaskonzentration in einer salpetersäureanlage beim ab- und/oder anfahren
DE3220928A1 (de) Einrichtung zur kuehlung der sicherheitshuelle eines kernreaktors nach einem stoerfall
DE102007054826A1 (de) Brennstoffzellensystem und Verfahren zum Betreiben eines Brennstoffzellensystems
WO2016000978A1 (de) Brennstoffzellenvorrichtung mit wasser übertragendem anodengaspfad und verfahren zum betreiben einer brennstoffzelle
DE1926395A1 (de) Entlueftungsgeraet fuer Abdampfkondensatoren von Dampfturbinen
EP2759680A1 (de) Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter Flexibilität
DE1228623B (de) Dampfkraftanlage mit Zwanglaufdampferzeuger und Zwischenueberhitzer
DE10117102A1 (de) Verfahren zur Stillstandhaltung eines Kombikraftwerkes
DE102012021327A1 (de) Förderanlage für Öl oder Gas

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: UNKNOWN

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

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

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

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

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20190927

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

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: RZIHA, MICHAEL

Inventor name: SCHOETTLER, MICHAEL

Inventor name: GOBRECHT, EDWIN

Inventor name: JURETZEK, UWE

DAV Request for validation of the european patent (deleted)
DAX Request for extension of the european patent (deleted)
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

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20201223

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

Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG

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: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502018005446

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 1396424

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20210615

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: PT

Ref legal event code: SC4A

Ref document number: 3585985

Country of ref document: PT

Date of ref document: 20210728

Kind code of ref document: T

Free format text: AVAILABILITY OF NATIONAL TRANSLATION

Effective date: 20210722

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: FP

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG9D

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

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: 20210526

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: 20210526

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: 20210526

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: 20210826

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

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: 20210827

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: 20210926

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: 20210526

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: 20210526

Ref country code: PL

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: 20210526

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: 20210526

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: 20210826

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2887407

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

Effective date: 20211222

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

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: 20210526

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: 20210526

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: 20210526

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: 20210526

Ref country code: CZ

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: 20210526

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: 20210526

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502018005446

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

26N No opposition filed

Effective date: 20220301

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: 20210926

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: 20210526

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

Ref country code: PT

Payment date: 20220409

Year of fee payment: 5

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

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

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: 20210526

Ref country code: LU

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

Effective date: 20220410

Ref country code: LI

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

Effective date: 20220430

Ref country code: FR

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

Effective date: 20220430

Ref country code: CH

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

Effective date: 20220430

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: 20220410

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

Ref country code: PT

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

Effective date: 20231010

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: 20210526

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: 20210526

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: 20180410

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

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: 20210526

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

Ref country code: NL

Payment date: 20250424

Year of fee payment: 8

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

Ref country code: DE

Payment date: 20250428

Year of fee payment: 8

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

Ref country code: ES

Payment date: 20250513

Year of fee payment: 8

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

Ref country code: BE

Payment date: 20250424

Year of fee payment: 8

Ref country code: IT

Payment date: 20250422

Year of fee payment: 8

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

Ref country code: AT

Payment date: 20250417

Year of fee payment: 8

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: 20210526

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

Ref country code: GB

Payment date: 20260323

Year of fee payment: 9