[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

WO2002084080A1 - Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks - Google Patents

Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks Download PDF

Info

Publication number
WO2002084080A1
WO2002084080A1 PCT/IB2002/001110 IB0201110W WO02084080A1 WO 2002084080 A1 WO2002084080 A1 WO 2002084080A1 IB 0201110 W IB0201110 W IB 0201110W WO 02084080 A1 WO02084080 A1 WO 02084080A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
power plant
pressure
turbine
retrofit
Prior art date
Application number
PCT/IB2002/001110
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Richard Brendon Scarlin
Charles Smadja
Maurus Herzog
Original Assignee
Alstom (Switzerland) Ltd
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=23080461&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=WO2002084080(A1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Alstom (Switzerland) Ltd filed Critical Alstom (Switzerland) Ltd
Priority to DE50214301T priority Critical patent/DE50214301D1/de
Priority to US10/474,367 priority patent/US7458219B2/en
Priority to EP02716986A priority patent/EP1377730B1/de
Publication of WO2002084080A1 publication Critical patent/WO2002084080A1/de

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
    • 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steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—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 only of turbine type

Definitions

  • the invention relates to a steam power plant with retrofit kit and a method for retrofitting a steam power plant.
  • Power plants with a conventional water / steam cycle are known from the prior art.
  • Known steam turbine systems are formed by a steam turbine set including a condensation system, connecting pipelines and auxiliary devices.
  • the steam turbo set usually consists of multi-stage steam turbines.
  • a driven machine is driven via the steam turbo set, which in the case of a power plant is formed by a generator.
  • Large steam turbine plants operated with fossil fuels usually use a process with reheating.
  • FIG. 7 Such a steam power plant with reheating is shown schematically in FIG. 7.
  • a steam boiler 1 including superheater 2 condensate or Boiler feed water heated to the desired steam temperature.
  • the live steam temperature is usually about 520 ° C to 565 ° C
  • the live steam pressure is about 120 bar to 200 bar.
  • the steam enters a high-pressure turbine 4 via live steam valves 3.
  • the pressure drop is converted into mechanical energy before the steam exits into a stream that flows High pressure feed water preheater 21 is supplied, and a current which is supplied to a reheater 5 is divided.
  • the steam which is fed to the high-pressure feed water preheater 21 is also referred to as tap steam for the feed water preheating and serves to heat the feed water by means of a heat exchanger.
  • the second partial flow reaches a medium-pressure turbine 7 via an intermediate superheater 5 and intercepting valves 6, the pressure and temperature here typically being 30 to 40 bar and 520 ° C. to 565 ° C.
  • Tap steam for feed water preheating in high-pressure feed water preheaters 19 and 20 or directly into one connected to a boiler feed pump 18 likewise passes from the medium-pressure turbine 7
  • Feed water tank 17 The other part of the steam flow, which is also referred to as working steam, passes into a low-pressure turbine 8, from where the emerging working steam flows into a condensation system 11 designed as a condenser, in which the steam is condensed via a heat exchanger through which cooling water flows ,
  • the condensate is preheated via, for example, two low-pressure feed water preheaters, here designated by reference numerals 15, 16, and fed to the feed water container 17 with the aid of a condensate pump 13.
  • the preheating in the low-pressure feed water preheaters 15, 16 takes place with bleed steam from the low-pressure turbine 8.
  • Steam power plants are also known which also draw bleed steam at elevated pressure for an additional feed water preheating stage on the high-pressure turbine 4.
  • the high-pressure turbine 4, the medium-pressure turbine 7 and the low-pressure turbine 8 are generally arranged on a common shaft 9 which is rotatably supported by shaft bearings 12.
  • the shaft 9 drives a rotor of a three-phase generator 10, by means of which the electricity is generated.
  • a currently practiced approach to avoid such losses is a conventional retrofitting of older steam power plants, in which only the steam path of the turbines is modified.
  • new rotating and stationary turbine blades with an improved profile are exchanged for the old turbine blades.
  • only certain rows of blades are exchanged here, while the remaining rows of blades continue to be operated unchanged.
  • This measure ensures that the power output of the steam power plant increases with the same fuel consumption with essentially unchanged steam conditions.
  • the entire rotor including the rotating blades and / or the stator in which the stationary blades are mounted can also be replaced at the same time, and the steam turbine system can thus be better utilized.
  • Such a modification alone does not result in any major changes to the generator, steam boiler, pipes, condensers or buildings.
  • the steam temperature and the steam pressure remain essentially unchanged with such a retrofit.
  • the invention has for its object to avoid the disadvantages of the prior art described above. It is also an object of the present invention to provide a possibility for improving the efficiency or extending the life of existing steam power plants.
  • the aim is to create solutions that are as cost-effective as possible and in which as much original parts of the existing steam power plant as possible can be used. If possible, the general infrastructure should also be retained. Finally, the use of existing operating permits often plays an important role.
  • a steam power plant according to the invention with a retrofit kit has a steam generator with superheater, a steam turbo set including condensation systems, connecting pipelines, auxiliary devices and a generator.
  • the retrofit kit has at least one for elevated live steam temperatures> 565 ° C., preferably 620 ° C. to 720 ° C., and for unchanged ones or modified live steam pressure designed retrofit turbine module, which is connected upstream of the existing steam turboset or is exchanged for its high-pressure turbine.
  • the term turbine module also includes the pipelines and valves required for the corresponding temperatures and pressures.
  • the retrofit turbine module is supplied with steam having suitable parameters.
  • the upstream high pressure also takes over the expansion of the existing high-pressure turbine, and the existing high-pressure turbine can thereby be replaced by the high-pressure turbine of the retrofit kit.
  • the space freed up by the elimination of the high-pressure turbine of the existing steam power plant can advantageously be used for the turbine module of the retrofit kit.
  • many existing components of the steam power plant such as the feed water pump and piping can continue to be used.
  • the live steam pressure can be modified so that it is> 200 bar, preferably 240 bar to 375 bar. If the existing safety reserves of the existing components are not sufficiently used for a significant increase in pressure, a corresponding modification of the components under pressure is necessary.
  • Another solution variant provides that only the live steam temperature is increased, for example to 720 ° C., but the live steam pressure is reduced, for example, to 100 bar. This can prove to be particularly advantageous in the case of older steam power plants, where the primary concern is to extend the service life. In this case, there is no need for a reheater.
  • An increased fresh steam temperature can be achieved, for example, by modifying the superheater or by external heat sources.
  • modifying the superheater for example, the use of high temperature resistant materials and spatial and / or geometric changes of the superheater come into question.
  • An advantageous embodiment of the steam power plant according to the invention with a retrofit kit provides that the shaft of the retrofit turbine module and the shaft of the existing steam turbine kit are mechanically coupled to one another.
  • the existing generator may have to be adapted or replaced, or the power output must be limited to a permissible level.
  • an additional generator can be added to a shaft end that is still free in order to decrease the excess power.
  • An alternative advantageous embodiment of the steam power plant according to the invention with retrofit kit provides that the shaft of the retrofit turbine module and the shaft of the existing steam turbo kit are mechanically decoupled. This is advantageous if the local conditions do not allow the retrofit turbine module to be connected upstream of the shaft of the existing turbo set. The performance of the retrofit turbine module can then be tapped via a separate generator, which is on a free shaft end of the retrofit turbine module is attached. This means that the speed of this retrofit can also be optimally selected.
  • the turbine module of the retrofit kit is made from high-temperature resistant materials, preferably from nickel-based alloys. Such alloys are particularly suitable for high steam temperatures. Depending on the component, alloys such as IN617, IN625 or Waspaloy are suitable.
  • the retrofit turbine module has a single-flow or multi-flow high-pressure turbine.
  • the live steam temperature at the turbine inlet can be approximately 720 ° C and the live steam pressure 375 bar.
  • the working steam emerging from the upstream (super) high-pressure turbine of the retrofit turbine module is usually provided as input steam for the high pressure turbine of the existing turbo group.
  • the retrofit turbine module has a single-flow or multi-flow super high-pressure turbine and a single-flow or multi-flow super medium-pressure turbine.
  • the live steam temperature present at the turbine inlet of the high-pressure turbine can be, for example, 620 ° C. and the live steam pressure can be approximately 240 bar.
  • the working steam emerging from the upstream super high-pressure turbine of the retrofit turbine module is usually used as input steam for the high-pressure turbine of the existing turbo group.
  • the inlet temperature at this high-pressure turbine can be unchanged, for example 540 ° C and the inlet pressure can be 150 bar.
  • the working steam is removed from the high-pressure turbine to be modified at a higher pressure and reheated via another reheater, for example to about 60 bar / 620 ° C., around one of the existing medium-pressure turbines to be supplied upstream turbine, which relaxes the steam to the previous entry state of the existing medium-pressure turbine.
  • the pre-super high-pressure turbine can also be designed for the residual expansion of the existing high-pressure turbine, with which this existing component can be removed.
  • the super high pressure and super medium pressure turbine of the retrofit turbine module can be accommodated in a common housing or in separate housings. When arranged in a common housing, material can be saved, which contributes to a reduction in production costs. Furthermore, such an arrangement leads to additional space gain, so that even confined locations can be retrofitted accordingly.
  • the retrofit kit also has a modified steam generator and / or superheater for generating live steam with an elevated steam temperature> 565 ° C., preferably 620 ° C. to 720 ° C., and with unchanged or modified steam pressure.
  • the existing steam generator and / or superheater can, if technically possible, be modified, for example, for higher steam temperatures and possibly higher steam pressure, or against a retrofit steam generator and / or superheater, which is used to generate temperatures of> 565 ° C and possibly pressures of> 200 bar can be exchanged.
  • a further steam generator and / or superheater can also be connected downstream, which can also be operated with an external heat source.
  • Retrofit steam generators of this type can partially be produced, for example, from nickel-based alloys.
  • An advantageous further development of the steam power plant according to the invention provides that an additional generator or a modified or exchanged generator is provided for the decrease in output of the additional power generated by the retrofit turbo set.
  • An additional generator can be installed on the Chen or a separate shaft next to the existing generator, or the existing generator can be upgraded by modification, for example the winding, or the existing generator can be completely replaced by a new generator.
  • a method according to the invention for retrofitting an existing steam power plant with a steam generator with superheater, a steam turbo set including condensation systems, connecting pipelines, auxiliary devices and a generator has the following steps: before the existing turbo set or replacing the high pressure turbine of the existing steam turbo set with the retrofit turbine module; • Provision of a steam generator and / or superheater to provide live steam with an increased steam temperature.
  • the steam generator and / or the superheater and the feed water pump can be retrofitted or converted, or an additional feed water pump referred to as a booster pump can be added and the associated pipelines modified for the higher live steam pressure.
  • An advantageous further development of the method according to the invention for retrofitting a steam power plant also has the following step: adding, replacing or modifying a generator to reduce the power output of the additional power generated by the retrofit turbo set.
  • An additional generator can be added, for example, by attaching it to a free shaft end, or the additional generator, if applicable, can only be coupled to the separately installed retrofit turbo set.
  • Figure 1 is a schematic block diagram of a first embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 2 is a schematic block diagram of a second embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 3 is a schematic block diagram of a third embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 4 is a schematic block diagram of a fourth embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 5 is a schematic block diagram of a fifth embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 6 is a schematic block diagram of a sixth embodiment of a steam power plant with retrofit kit
  • Figure 7 is a schematic block diagram of a conventional steam power plant from the prior art.
  • FIG. 1 shows a schematic block diagram of a first advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • a steam generator 1 designed as a steam boiler and modified with materials suitable for high operating temperatures and high operating pressures and having a superheater 32
  • condensate or boiler feed water is brought to the desired steam temperature.
  • An additional feed water pump to be installed referred to as a booster pump 29 (or the adaptation or replacement of components 18 to 21) ensures the pressure required for this.
  • the components 18 to 21 known from the prior art can also be adapted or replaced.
  • modified pressure lines 34 are also provided between the booster pump 29 and the live steam valves 23.
  • the live steam temperature in the present exemplary embodiment is approximately 700 ° C.
  • the live steam pressure is approximately 375 bar.
  • the steam reaches a super high-pressure turbine 24 of a retrofit turbine module 25 via a modified live steam superheater 32 and corresponding live steam valves 23.
  • the super high-pressure turbine 24 in the present exemplary embodiment according to FIG.
  • the steam path of the retrofitted super high-pressure turbine 24 is made of high-temperature resistant materials, namely of nickel-based alloys.
  • the inlet temperature of the live steam is approximately 700 ° C and the inlet steam pressure is about 375 bar.
  • An economic optimization can also justify avoiding high-temperature materials by choosing a process with only 620 ° C and 240 bar, for example.
  • the super high-pressure turbine 24 is supported on its own shaft 14 separately from the shaft 9 of the existing turbo group.
  • the power generated here is tapped by an additional generator (not shown) and converted into electricity.
  • the steam emerging from the super high-pressure turbine 24 reaches the single-flow high-pressure turbine 4 of the existing steam power plant directly or via the existing live steam valves 3 which have been put out of operation.
  • the unchanged turbine inlet temperature is 540 ° C and the turbine inlet pressure is 150 bar.
  • the steam is split at the outlet from the high-pressure turbine 4 into a stream which is fed to a high-pressure feed water preheater 21 and a stream which is fed to an intermediate superheater 5.
  • the steam which is fed to the high-pressure feed water preheater 21 is also referred to as tap steam for the feed water preheating and serves to heat the feed water by means of a heat exchanger.
  • the second partial flow passes via the reheater 5 and the interception valves 6 into the medium-pressure turbine 7, which in this example is double-flow, the pressure and temperature here typically being unchanged at 36 bar and, for example, 540 ° C.
  • Tap steam for the feed water preheating also reaches the high pressure feed water preheaters 19 and 20 or directly into the feed water tank 17 from the medium pressure turbine 7.
  • the other part of the steam flow which is also referred to as working steam, reaches the double-flow low pressure turbine 8, from where the emerging working steam flows into a condenser 11, in which the steam is condensed via a heat exchanger through which cooling water flows.
  • the condensate is preheated via low-pressure feed water preheaters 15, 16 and fed to the feed water tank 17.
  • the preheating in the low-pressure feed water preheaters 15, 16 is carried out with bleed steam from the low-pressure turbine 8.
  • the high-pressure turbine 4, the medium-pressure turbine 7 and the low-pressure turbine 8 form the turbo group of the existing steam power plant.
  • the blades of this turbo group can be replaced by new blades with a modified blade profile as required.
  • the turbo group is arranged on the common shaft 9, which is rotatably supported by shaft bearings 12.
  • the shaft 9 drives a rotor of a three-phase generator 10, through which the power generation is effected.
  • FIG. 2 shows a schematic block diagram of a second advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • condensate or boiler feed water is likewise heated in a modified steam boiler 1 with superheater 32 to the desired steam temperature of, for example, 700 ° C. and by means of a booster pump 29 to the desired steam pressure of e.g. Brought 375 bar.
  • a booster pump 29 to the desired steam pressure of e.g. Brought 375 bar.
  • a suitable adaptation of the feed water pump is also possible.
  • the working steam enters the super high-pressure turbine 24 of the retrofit turbine module 25 via a modified live steam superheater 32 and corresponding live steam valves 23 ,
  • the inlet temperature of the live steam is approximately 700 ° C and the inlet steam pressure is approximately 375 bar.
  • An economic optimization can also justify avoiding high-temperature materials by choosing a process with only 620 ° C and 240 bar, for example.
  • the super high-pressure turbine 24 is mounted on a shaft 14 which is connected to the shaft 9 the already existing turbo group of the retrofitted steam power plant is connected via a coupling 28.
  • the steam reaches the single-flow high-pressure turbine 4 of the existing steam power plant directly or via the corresponding live steam valves 3 which are put out of operation.
  • the turbine inlet temperature is, as before retrofitting, e.g. 540 ° C and the turbine inlet pressure 150 bar.
  • the steam is divided into bleed steam, which is fed to a high-pressure feed water preheater 21, and working steam, which is fed to an intermediate superheater 5.
  • the working steam passes through the reheater 5 and the interception valves 6 into the medium-pressure turbine 7, which in this example is double-flow, the pressure here also unchanged typically 36 bar and the temperature e.g. 540 ° C.
  • Tap steam for the feed water preheating also reaches the high-pressure feed water preheaters 19 and 20 or directly into the feed water tank 17 from the medium-pressure turbine 7.
  • the working steam reaches the double-flow low-pressure turbine 8, from where it flows into a condenser 11, in which the steam is condensed via a heat exchanger through which cooling water flows.
  • the condensate is preheated via low-pressure feed water preheaters 15, 16 and fed to the feed water tank 17.
  • the preheating in the low-pressure feed water preheaters 15, 16 takes place with bleed steam from the low-pressure turbine 8.
  • the high-pressure turbine 4, the medium-pressure turbine 7 and the low-pressure turbine 8 form the turbo group of the existing steam power plant.
  • the blades of this turbo group can be replaced by new blades with a modified blade profile as required.
  • the turbo group is arranged on the common shaft 9, which is rotatably supported by shaft bearings 12.
  • the shaft 9 drives the three-phase generator 10 together with the super high-pressure turbine 24 connected to the shaft 9 via the coupling 28.
  • the generator 10 may be modified so that it can absorb the power increased by connecting the super high-pressure turbine 24 upstream, or the power output is limited to a permissible level.
  • FIG. 3 shows a schematic block diagram of a third advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • condensate or boiler feed water is modified in a steam boiler 1 modified for the higher temperatures and pressures to the desired steam temperature of, for example, 620 ° C. and by the booster pump 29 to the desired steam pressure of e.g. Brought 240 bar.
  • the line 34 operating at increased pressure is modified accordingly.
  • the steam reaches a retrofit turbine module 25, which in the present exemplary embodiment according to FIG. 3 has a super high-pressure turbine 24 and a super medium-pressure turbine 27.
  • the super high-pressure turbine 24 and the super medium-pressure turbine 27 are each designed with one flow and are arranged in a common housing.
  • the steam path of the retrofitted super high-pressure turbine 24 and the steam path of the retrofitted super medium-pressure turbine 27 are made of high-temperature resistant materials.
  • the inlet temperature of the live steam is, for example, 620 ° C. and the inlet steam pressure is, for example, 240 bar.
  • the super high-pressure turbine 24 and the super medium-pressure turbine 27 are mounted on a common shaft 14, separately from the shaft 9 of the existing turbo group.
  • the power generated here is tapped by an additional generator 30 and converted into electricity.
  • the working steam then passes from the super high-pressure turbine 24 into the super-medium-pressure turbine 27 of the retrofit turbine module 25 via an intermediate superheater 31 and interception valves 26.
  • the turbine inlet temperature of the working steam here is likewise, for example, 620 ° C. and the turbine inlet pressure is approximately 60 bar.
  • the working steam is fed directly or via the existing, shut-down intercepting valves 6 into the medium-pressure turbine 7 of the existing steam turbine module, which in this example is double-flow, the pressure unchanged here, for example, 36 bar and the temperature 540 ° C.
  • the working steam passes from the medium-pressure turbine 7 into the low-pressure turbine 8, which is double-flow in this exemplary embodiment.
  • tapping steam for the feed water preheating which is used to heat the feed water by means of a heat exchanger, and the return of the condensate to the steam boiler are only indicated in FIG. 3.
  • the original high-pressure turbine is replaced by the retrofit turbine module 25, which comprises a super-high-pressure turbine 24 and a super-medium-pressure turbine 27.
  • the medium-pressure turbine 7 and the low-pressure turbine 8 form the turbo group of the existing steam power plant.
  • the blades of this turbo group can be replaced by new blades with a modified blade profile as required.
  • the existing turbo group is arranged on a common shaft 9 which is rotatably supported by shaft bearings 12. In the exemplary embodiment according to FIG. 3, the shaft 9 drives the original three-phase generator 10 of the existing steam power plant.
  • FIG. 4 shows a schematic block diagram of a fourth advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • condensate or boiler feed water is likewise brought to the desired steam temperature of, for example, 620 ° C. and by the booster pump 29 or by suitable adaptation of the feed water pump brought to the desired vapor pressure of eg 240 bar.
  • the line 34 operating at increased pressure is modified accordingly.
  • the steam reaches a retrofit turbine module 25, which in the present exemplary embodiment has a super high-pressure turbine 24 and a super medium-pressure turbine 27.
  • the super high-pressure turbine 24 is designed with one flow, the super medium-pressure turbine 27 with two flows.
  • the steam path of the retrofitted super high-pressure turbine 24 and the steam path of the retrofitted medium-pressure turbine 27 are made of high-temperature resistant materials.
  • the inlet temperature of the live steam in the present exemplary embodiment is, for example, 620 ° C. and the inlet steam pressure is e.g. 240 bar.
  • the super high-pressure turbine 24 and the super medium-pressure turbine 27 are mounted on a common shaft 14, which is connected to the shaft 9 of the existing turbo group via a coupling 28.
  • the working steam enters the single-flow high-pressure turbine 4 of the existing steam power plant directly or via the existing live steam valves 3, which are put out of operation.
  • the turbine inlet temperature of the working steam is unchanged at 540 ° C and the turbine inlet pressure is 150 bar, for example.
  • the existing high-pressure turbine has to be modified in such a way that the steam can be extracted at the pressure required for the increased reheater pressure.
  • the working steam enters the super medium-pressure turbine 27 of the retrofit turbine module 25 via an intermediate superheater 33 and intercepting valves 26.
  • the turbine inlet temperature here is, after the intermediate superheating, again, for example, 620 ° C. and the turbine inlet pressure, for example, 60 bar.
  • the working steam is fed directly or via the shut-off valves 6 into the double-flow medium-pressure turbine 7, the pressure here remaining unchanged at 36 bar and the temperature at 540 ° C.
  • the working steam passes from the medium-pressure turbine 7 into the double-flow low-pressure turbine 8.
  • the tapping steam for the feed water preheating, which is used to heat the feed water by means of a heat exchanger, and the return of the condensate to the steam boiler are only indicated in FIG. 4.
  • the blades of this turbo group can be replaced by new blades with a modified blade profile as required.
  • the turbo group is arranged on the common shaft 9, which is rotatably supported by shaft bearings 12.
  • the shaft 9 drives the three-phase generator 10 together with the retrofit turbo set 25 connected to the shaft 9 via the coupling 28.
  • the generator 10 is modified in such a way that it can absorb the power increased by connecting the retrofit turbo set upstream, or the power output is limited to a permissible level.
  • FIG. 5 shows a schematic block diagram of a fifth advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • the steam is brought to the desired steam temperature after it has passed through the steam generator 1.
  • the live steam temperature in the present exemplary embodiment is approximately 700 ° C., the live steam pressure remains unchanged at, for example, 150 bar.
  • the steam After passing through the live steam superheater 32 and corresponding live steam valves 23, the steam enters a super high-pressure turbine 24 of a retrofit turbine module 25.
  • the super high-pressure turbine 24 completely replaces the high-pressure turbine of the existing power plant and is the existing steam via a coupling 28 with the shaft 9 -Turbo group connected.
  • the steam reaches the medium-pressure turbine 7 via an intermediate superheater 5 and the interception valves 6
  • Pressure and temperature are typically 36 bar and 540 ° C, for example.
  • Steam passes from the medium-pressure turbine 7 into the double-flow low-pressure turbine 8, from where the emerging working steam flows into a condenser 11, in which the steam is condensed via a heat exchanger through which cooling water flows.
  • the additional power can be tapped via a modified generator 10.
  • FIG. 6 shows a schematic block diagram of a sixth advantageous embodiment of a steam power plant 22 according to the invention with a retrofit kit.
  • This variant is intended for high operating temperatures of around 720 ° C but low operating pressures of around 100 bar, which is why the original components of the existing steam power plant can essentially be retained and no major modification of the steam boiler 1 is necessary.
  • the existing boiler feed pump 18 can also be omitted to operate at reduced pressure.
  • only a modified superheater 32 and the super high-pressure turbine 24 are required.
  • the super high-pressure turbine 24 completely replaces the high-pressure turbine of the existing power plant and is connected to the shaft 9 of the existing steam turbo group via a coupling 28.
  • the steam reaches the super high-pressure turbine 24 of the retrofit turbine module 25 via the modified live steam superheater 32 and corresponding live steam valves 23.
  • the steam At the outlet from the super high-pressure turbine 24, the steam reaches the medium-pressure turbine 7 directly or via the shut-off valves 6, the pressure and temperature here typically being 36 bar and, for example, 540 ° C. An intermediate superheater can be omitted here. Steam reaches the low-pressure turbine 8 from the medium-pressure turbine 7. The power is delivered to the original generator 10 connected to the shaft 9.
  • This sixth embodiment is particularly suitable for continuing to operate steam power plants beyond their actual service life at low investment costs. Since the material fatigue here on the high pressure side only allows pressures below the original design pressures, the steam pressures acting on the components are lower than in the original design of the existing steam power plant. Since, in this particular application, generally no significant additional power is to be expected, the original generator 10 can often be kept unchanged.

Landscapes

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

Abstract

Ein Dampfkraftwerk mit Nachrüstsatz weist einen Dampferzeuger (1) mit Überhitzer, einen Dampf- Turbosatz einschließlich Kondensationsanlagen (11), verbindende Rohrfeitungen, Hilfseinrichtungen und einen Generator (10) auf. Das Dampfkraftwerk (22) zeichnet sich dadurch aus, dass der Nachrüstsatz ein für erhöhte Temperatur und für unveränderten oder modifizierten Druck ausgelegtes Nachrüst- Turbinenmodul (25) aufweist, das dem bestehenden Dampfturbosatz vorgeschaltet oder gegen dessen Hochdruckturbine ausgetauscht ist. Ferner weist ein Verfahren zum Nachrüsten eines bestehenden Dampfkraftwerks folgende Schritte auf: Vorschalten eines Nachrüst- Turbinenmoduls (25) für hohe Betriebstemperaturen und unveränderten oder modifizierten Betriebsdruck vor den bestehenden Turbosatz oder Austausch der bestehenden Hochdruckturbine gegen das Nachrüst- Turbinenmodul (25); Vorsehen eines Dampferzeugers (1) und/oder Überhitzers (32) für hohe Frischdampftemperatur. Hierdurch wird der Wirkungsgrad bzw. die Lebensdauer eines bestehenden Dampfkraftwerks verbessert. Durch die Beibehaltung möglichst vieler Originalteile des Dampfkraftwerks wird eine kostengünstige Lösung zur Leistungssteigerung zur Verfügung gestellt. Außerdem kann die allgemeine Infrastruktur soweit wie wirtschaftlich und umweltverträglich beibehalten werden.

Description

Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz und Verfahren zum Nachrüsten eines
Dampfkraftwerks
Technisches Gebiet
Die Erfindung betrifft ein Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz und ein Verfahren zum Nachrüsten eines Dampfkraftwerks.
Stand der Technik
Kraftwerke mit konventionellem Wasser/Dampf-Kreislauf sind aus dem Stand der Technik bekannt. Bekannte Dampfturbinenanlagen werden durch einen Dampf- Turbosatz einschließlich Kondensationsanlage, verbindende Rohrleitungen und Hilfseinrichtungen gebildet. Der Dampf-Turbosatz besteht dabei in der Regel aus mehrstufigen Dampfturbinen. Über den Dampf-Turbosatz wird eine Arbeitsmaschine angetrieben, die im Falle eines Kraftwerks durch einen Generator gebildet wird. Grosse, mit fossilen Brennstoffen betriebene Dampfturbinenanlagen verwenden üblicherweise einen Prozess mit Zwischenüberhitzung.
Ein derartiges Dampfkraftwerk mit Zwischenüberhitzung ist schematisch in Figur 7 dargestellt. In einem Dampfkessel 1 inklusive Überhitzer 2 wird dabei Kondensatbzw. Kesselspeisewasser auf die gewünschte Dampftemperatur erhitzt. Die Frischdampftemperatur beträgt dabei in der Regel etwa 520°C bis 565°C, der Frischdampfdruck beträgt etwa 120 bar bis 200 bar. Über Frischdampfventile 3 gelangt der Dampf in eine Hochdruckturbine 4. Hier wird das Druckgefälle in mechanische Energie umgesetzt, bevor der Dampf am Austritt in einen Strom, der einem Hochdruck-Speisewasservorwärmer 21 zugeführt wird, und einen Strom, der einem Zwischenüberhitzer 5 zugeführt wird, aufgeteilt wird. Der Dampf, der dem Hochdruck-Speisewasservorwärmer 21 zugeführt wird, wird auch als Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung bezeichnet und dient zur Erwärmung des Speisewassers mittels Wärmetauscher. Der zweite Teilstrom gelangt, wie bereits erwähnt, über einen Zwischenüberhitzer 5 und Abfangventile 6 in eine Mitteldruckturbine 7, wobei Druck und Temperatur hier typischerweise 30 bis 40 bar und 520 ° C bis 565 °C betragen. Aus der Mitteldruckturbine 7 gelangt ebenfalls Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung in Hochdruck-Speisewasservorwärmer 19 und 20 bzw. direkt in einen mit einer Kesselspeisepumpe 18 verbundenen
Speisewasserbehälter 17. Der andere Teil des Dampfstroms, der auch als Arbeitsdampf bezeichnet wird, gelangt in eine Niederdruckturbine 8, von wo der austretende Arbeitsdampf in eine als Kondensator ausgebildete Kondensationsanlage 11 strömt, in welcher der Dampf über einen von Kühlwasser durchflossenen Wär- metauscher kondensiert wird. Das Kondensat wird über beispielsweise zwei Niederdruck-Speisewasservorwärmer, hier mit Bezugsziffern 15, 16 bezeichnet, vorgewärmt und mit Hilfe einer Kondensatpumpe 13 dem Speisewasserbehälter 17 zugeführt. Die Vorwärmung in den Niederdruck-Speisewasservorwärmern 15, 16 erfolgt mit Anzapfdampf aus der Niederdruckturbine 8. Es sind auch Dampfkraft- werke bekannt, welche auch an der Hochdruckturbine 4 zusätzlich Anzapfdampf auf erhöhtem Druck für eine zusätzliche Speisewasservorwärmstufe entnehmen. Die Hochdruckturbine 4, die Mitteldruckturbine 7 und die Niederdruckturbine 8 sind dabei in der Regel auf einer gemeinsamen Welle 9 angeordnet, die über Wellenlager 12 drehbar gelagert ist. Die Welle 9 treibt dabei einen Rotor eines Dreh- stromgenerators 10 an, durch den die Stromerzeugung bewirkt wird.
Die Lebensdauer derartiger konventioneller Dampfkraftwerke beträgt etwa 40 bis 50 Jahre. Ältere Dampfkraftwerke erreichen aber aufgrund ihrer ursprünglichen Konzeption und der Alterung der Komponenten nur einen moderaten Wirkungs- grad und weisen daher einen erhöhten Brennstoffbedarf, verbunden mit erhöhten Betriebskosten und Emissionen auf. Daher produzieren viele ältere Dampfkraftwerke, trotz ihrer mechanischen Funktionstüchtigkeit und ihres noch längst nicht erreichten Endes des Betriebslebenszyklus, unwirtschaftlich. Dies gilt insbesondere aufgrund des verschärften Wettbewerbs auf Märkten, wo moderne Anlagen, u.a. Kombikraftwerke, die einen Gasturbinenkreislauf und einen Dampfturbinenkreislauf aufweisen, wie sie beispielsweise in der DE 19542917 A1 oder der DE 19923210 A1 beschrieben sind, betrieben werden.
Ein derzeit praktizierter Ansatz, um derartige Verluste zu vermeiden, ist eine konventionelle Nachrüstung älterer Dampfkraftwerke, bei der lediglich der Dampfpfad der Turbinen modifiziert wird. Dazu werden neue rotierende und stationäre Turbi- nenschaufeln mit verbessertem Profil gegen die alten Turbinenschaufeln ausgetauscht. In der Regel werden hier nur bestimmte Schaufelreihen ausgetauscht, während die übrigen Schaufelreihen unverändert weiter betrieben werden. Durch diese Maßnahme wird erreicht, dass bei im wesentlichen unveränderten Dampfbedingungen die Leistungsabgabe des Dampfkraftwerks bei gleichem Brennstoff- verbrauch ansteigt. Außerdem kann anstelle eines alleinigen Austauschs der Turbinenschaufeln gleichzeitig auch der gesamte Rotor inklusive der rotierenden Schaufeln und/oder der Stator, in dem die stationären Schaufeln angebracht sind, ausgetauscht und damit die vorhandene Dampfturbinenanlage besser ausgenutzt werden. Eine derartige Modifikation allein bedingt keine wesentlichen große Ände- rungen am Generator, dem Dampfkessel, Rohrleitungen, Kondensatoren oder Gebäuden. Die Dampftemperatur und der Dampfdruck bleiben bei einer derartigen Nachrüstung im wesentlichen unverändert.
Nachteil dieser Nachrüstmaßnahme ist es, dass die Leistungs- und Wirkungsgrad- Steigerung im allgemeinen nur moderat ausfällt. Die Verbesserung des Wirkungsgrads, das heißt die Verringerung des Kraftstoffverbrauchs bei unveränderter elektrischer Leistung oder die Steigerung der elektrischen Leistung bei unverändertem Kraftstoffverbrauch ist jedoch zu gering, um die Kosten pro Kilowattstunde stark zu reduzieren und eine wesentlich attraktivere Lösung im Sinne von wettbewerbs- fähigeren Preisen bzw. im Sinne der Verringerung der spezifischen Emissionen darzustellen. Hieraus folgt, dass die Wettbewerbsfähigkeit älterer Dampfkraftwerke auf diese Weise kaum wesentlich erhöht werden kann. Zwar offenbaren die DE 19962386 A1 und die DE 19962403 A1 Verfahren zum Nach- bzw. Umrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe und nach diesen Verfahren nach- bzw. umgerüstete Kraftwerke. Allerdings wird hier das Hinzufügen eines Gasturbosatzes als Ergänzung des Dampfturbosatzes vorgeschlagen, was einer Einschränkung des Brennstoffangebots gleichkommt. Ferner wird hierdurch eine Kombianlage geschaffen, deren Wartung sich komplexer gestaltet als bei einer reinen Dampfturboanlage.
Darstellung der Erfindung
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde die oben beschriebenen Nachteile des Standes der Technik zu vermeiden. Ferner ist es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Möglichkeit zur Verbesserung des Wirkungsgrades bzw. zur Ver- längerung der Lebensdauer bestehender Dampfkraftwerke zur Verfügung zu stellen. Dabei sollen möglichst kostengünstige Lösungen geschaffen werden, bei denen soviel wie möglich Originalteile des bereits bestehenden Dampfkraftwerks weiter verwendet werden können. Ferner soll nach Möglichkeit die allgemeine Infrastruktur beibehalten werden. Schließlich spielt häufig auch die Nutzung beste- hender Betriebsgenehmigungen eine wichtige Rolle.
Diese Aufgabe wird durch eine Dampfturbinenanlage mit Nachrustsatz mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 und ein Verfahren zum Nachrüsten eines Dampfkraftwerks mit den Merkmalen des Patentanspruchs 12 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen der erfindungsgemäßen Lösung sind in den Unteransprüchen angegeben.
Ein erfindungsgemäßes Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz weist einen Dampferzeuger mit Überhitzer, einen Dampf-Turbosatz einschließlich Kondensations- anlagen, verbindende Rohrleitungen, Hilfseinrichtungen und einen Generator auf. Erfindungsgemäß weist der Nachrustsatz zumindest ein für erhöhte Frischdampftemperaturen > 565°C, vorzugsweise 620°C bis 720°C, und für unveränderten oder modifizierten Frischdampfdruck ausgelegtes Nachrüst-Turbinenmodul auf, das dem bestehenden Dampf-Turbosatz vorgeschaltet oder gegen dessen Hochdruckturbine ausgetauscht ist. Dabei sind unter dem Begriff Turbinenmodul neben den eigentlichen Turbinen auch die erforderlichen Rohrleitungen und Ventile für die entsprechenden Temperaturen und Drücke zu verstehen. Schliesslich ist das Nachrüst-Turbinenmodul mit geeigneten Parametern aufweisendem Dampf versorgt.
Es kann sich erfindungsgemäß als lohnend herausstellen, dass der Vorschalt- Hochdruck auch die Expansion der bestehenden Hochdruckturbine übernimmt, und dadurch die bestehende Hochdruckturbine durch die Hochdruckturbine des Nachrüstsatzes ersetzt werden kann. Der durch den Wegfall der Hochdruckturbine des bestehenden Dampfkraftwerks frei werdende Platz kann vorteilhaft für das Turbinenmodul des Nachrüstsatzes verwendet werden. Weiterhin ist bei gleich- bleibendem oder reduziertem Druck vorteilhaft, dass viele bestehende Komponenten des Dampfkraftwerks, wie z.B. die Speisewasserpumpe und Rohrleitungen, weiter verwendet werden können. Ferner kann damit z.B. auch die Möglichkeit zur Einbindung einer oder mehrerer zusätzlicher Vorwärmstufen und damit einer zusätzlichen Wirkungsgradsteigerung geschaffen werden.
Alternativ kann der Frischdampfdruck so modifiziert werden, dass er > 200 bar, vorzugsweise 240 bar bis 375 bar, ist. Falls die Beanspruchung bisher vorhandener Sicherheitsreserven der bestehenden Bauteile für eine wesentliche Drucksteigerung nicht ausreicht, ist eine entsprechende Modifikation der druckbelaste- ten Bauteile erforderlich.
Hierdurch werden die Nachteile des Standes der Technik vermieden und der Wirkungsgrad des bestehenden Dampfkraftwerks wird erheblich verbessert. Dies macht sich beispielsweise dadurch bemerkbar, dass bei gleicher Brennstoffmenge eine höhere Leistungsabgabe möglich ist oder aber bei gleicher Leistungsabgabe eine geringere Brennstoffmenge benötigt wird. Durch die Beibehaltung möglichst vieler Originalteile des Dampfkraftwerks wird eine kostengünstige Lösung zur Lei- stungssteigerung zur Verfügung gestellt. Außerdem kann die allgemeine Infrastruktur soweit wie wirtschaftlich und umweltverträglich beibehalten werden.
Eine andere Lösungsvariante sieht vor, dass lediglich die Frischdampftemperatur beispielsweise auf 720 °C erhöht wird, der Frischdampfdruck aber beispielsweise auf 100 bar reduziert wird. Dies kann sich insbesondere bei älteren Dampfkraftwerken als vorteilhaft erweisen, bei denen es primär auf die Verlängerung der Lebensdauer ankommt. In diesem Fall kann auf einen Zwischenüberhitzer verzichtet werden.
Eine erhöhte Frischdampftemperatur kann beispielsweise durch Modifikation des Überhitzers oder aber durch externe Wärmequellen realisiert werden. Als Modifikation des Überhitzers kommt hier beispielsweise die Verwendung hochtemperaturbeständiger Werkstoffe sowie räumliche und/oder geometrische Veränderungen des Überhitzers in Frage.
Eine vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz sieht vor, dass die Welle des Nachrüst-Turbinenmoduls und die Welle des bestehenden Dampfturbosatzes mechanisch miteinander gekoppelt wer- den. Dazu muss der bestehende Generator eventuell angepasst oder ersetzt oder die abgegebene Leistung auf ein zulässiges Mass begrenzt werden. Alternativ kann beispielsweise auch ein zusätzlicher Generator an einem noch freien Wellenende zur Abnahme der Überschußleistung hinzugefügt werden.
Eine alternative vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz sieht vor, dass die Welle des Nachrüst-Turbinenmoduls und die Welle des bestehenden Dampf-Turbosatzes mechanisch entkoppelt sind. Dies ist vorteilhaft, wenn die örtlichen Gegebenheiten kein Vorschalten des Nachrüst-Turbinenmoduls in Verlängerung der Welle des bereits bestehenden Turbo- satzes ermöglichen. Die Leistung des Nachrüst-Turbinenmoduls kann dann über einen separaten Generator abgegriffen werden, der an einem freien Wellenende des Nachrüst-Turbinenmoduls angebracht ist. Damit kann auch die Drehzahl dieser Nachrüstung optimal gewählt werden.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz sieht vor, dass das Turbinenmodul des Nachrüstsatzes aus hochtemperaturbeständigen Werkstoffen, vorzugsweise aus Nickel-Basis-Legierungen, hergestellt ist. Derartige Legierungen sind besonders für hohe Dampftemperaturen geeignet. Je nach Komponente sind Legierungen wie IN617, IN625 oder Waspaloy geeignet.
Außerdem sieht eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz vor, dass das Nachrüst-Turbinenmodul eine ein- oder mehrflutige Hochdruckturbine aufweist. Hierbei kann die am Turbineneingang vorliegende Frischdampftemperatur etwa 720 °C und der Frischdampfdruck 375 bar betragen. Der aus der vorgeschalteten (Super-) Hochdruckturbine des Nachrüst- Turbinenmoduls austretende Arbeitsdampf wird i.d.R. als Eingangsdampf für die Hochdruckturbine der bestehenden Turbogruppe vorgesehen.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz sieht vor, dass das Nachrüst-Turbinenmodul eine ein- oder mehrflutige Super-Hochdruckturbine und eine ein- oder mehrflutige Super-Mitteldruckturbine aufweist. Bei dieser Variante eines erfindungsgemäßen Nachrüst-Turbinenmoduls kann die am Turbineneingang der Hochdruckturbine vorhandene Frischdampftemperatur beispielsweise 620°C und der Frischdampfdruck etwa 240 bar betragen. Der aus der vorgeschalteten Super-Hochdruckturbine des Nachrüst-Turbinenmoduls austretende Arbeitsdampf wird i.d.R. als Eingangsdampf für die Hochdruckturbine der bestehenden Turbogruppe verwendet. Dabei kann die Eingangstemperatur an dieser Hochdruckturbine unverändert beispielsweise 540°C und der Eingangsdruck 150 bar betragen. Der Arbeitsdampf wird in dieser Ausführung bereits auf höherem Druck aus der zu modifizierenden Hochdruckturbine entnommen und über einen weiteren Zwischenüberhitzer z.B. auf etwa 60 bar / 620°C erneut erhitzt, um einer der bestehenden Mitteldruckturbine vorgeschalteten Turbine zugeführt zu werden, welche den Dampf auf den bisherigen Eintrittszustand der bestehenden Mitteldruckturbine entspannt. Falls sich die Modifikation der bestehenden Hochdruckturbine nicht lohnt, kann der Vorschalt- Super-Hochdruck zusätzlich auch für die Restexpansion der bestehenden Hoch- druckturbine ausgelegt werden, womit diese bestehende Komponente entfernt werden kann. Unabhängig davon, ob zwischen Super-Hochdruck und Super- Mitteldruck ein modifizierter Hochdruckteil verbleibt, können die Super-Hochdruck- und Super-Mitteldruckturbine des Nachrüst-Turbinenmoduls in einem gemeinsamen Gehäuse oder in getrennten Gehäusen aufgenommen sein. Bei Anordnung in einem gemeinsamen Gehäuse kann Material eingespart werden, was zu einer Senkung der Herstellungskosten beiträgt. Ferner führt eine derartige Anordnung zu zusätzlichem Raumgewinn, wodurch auch beengte Standorte entsprechend nachgerüstet werden können.
Bei dem erfindungsgemäßen Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz ist es vorteilhaft, wenn der Nachrustsatz auch einen modifizierten Dampferzeuger und/oder Überhitzer zum Erzeugen von Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur > 565°C, vorzugsweise 620°C bis 720°C, und mit unverändertem oder modifiziertem Dampfdruck aufweist. Hierbei kann der bestehende Dampferzeuger und/oder Überhitzer, wenn dies technisch möglich ist, beispielsweise für höhere Dampftemperaturen und gegebenenfalls höheren Dampfdruck modifiziert werden oder gegen einen Nachrüst-Dampferzeuger und/oder Überhitzer, der zur Erzeugung von Temperaturen von >565°C und gegebenenfalls Drücken von > 200 bar geeignet ist, ausgetauscht werden. Alternativ kann auch ein weiterer Dampferzeuger und/oder Überhitzer nachgeschalter werden, welcher auch mit einer externen Wärmequelle betrieben werden kann. Derartige Nachrüst-Dampferzeuger können partiell beispielsweise aus Nickel-Basis-Legierungen hergestellt sein.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks sieht vor, dass ein zusätzlicher Generator oder ein modifizierter oder ausgetauschter Generator zur Leistungsabnahme der durch den Nachrüst-Turbosatz erzeugten Mehrleistung vorgesehen ist. Dabei kann ein zusätzlicher Generator auf der glei- chen oder einer separaten Welle neben dem bestehenden Generator hinzugefügt werden, oder der bestehende Generator kann durch Modifikation, beispielsweise der Wicklung, aufgerüstet werden oder aber der bestehende Generator kann durch einen neuen Generator völlig ersetzt werden.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren zum Nachrüsten eines bestehenden Dampfkraftwerks mit einem Dampferzeuger mit Überhitzer, einem Dampf-Turbosatz einschließlich Kondensationsanlagen, verbindenden Rohrleitungen, Hilfseinrichtungen und einem Generator, weist folgende Schritte auf: * Vorschalten eines Nachrüst-Turbinenmoduls für Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur und unverändertem oder modifiziertem Frischdampfdruck vor den bestehenden Turbosatz oder Austauschen der Hochdruckturbine des bestehenden Dampf-Turbosatzes gegen das Nachrüst-Turbinenmodul; • Vorsehen eines Dampferzeugers und/oder Überhitzers zur Bereitstellung von Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur.
Nötigenfalls kann der Dampferzeuger und/oder der Überhitzer sowie die Speisewasserpumpe nachgerüstet oder umgebaut oder eine zusätzliche als Booster- Pumpe bezeichnete Speisewasserpumpe hinzugefügt und die zugehörigen Rohr- leitungen für den höheren Frischdampfdruck modifiziert werden.
Hierdurch werden die Nachteile des Standes der Technik vermieden und der Wirkungsgrad bzw. die Lebensdauer des bestehenden Dampfkraftwerks wird wesentlich verbessert. Durch die Beibehaltung möglichst vieler Originalteile des Dampf- kraftwerks wird eine kostengünstige Lösung zur Leistungssteigerung zur Verfügung gestellt. Außerdem kann die allgemeine Infrastruktur soweit wie wirtschaftlich und umweltverträglich beibehalten werden. Dabei kann die räumliche Anordnung nach den örtlichen Gegebenheiten erfolgen. Vorteilhaft ist es, wenn die Rohrleitungen zwischen Dampferzeuger und Nachrüst-Turbinenmodul möglichst kurz gehalten werden, um den Einsatz von hochtemperaturbeständigen Werkstoffen auf das nötigste Maß zu beschränken. Eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Nachrüsten eines Dampfkraftwerks weist ferner folgenden Schritt auf: • Hinzufügen, Austauschen oder Modifizieren eines Generators zur Leistungsabnahme der durch den Nachrüst-Turbosatz erzeugten Mehrleistung. Dabei kann das Hinzufügen eines zusätzlichen Generators beispielsweise durch Anbringung an ein freies Wellenende erfolgen, oder der zusätzliche Generator kann, falls anwendbar, nur mit dem getrennt aufgestellten Nachrüst-Turbosatz gekoppelt werden.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Im folgenden sind vorteilhafte Ausführungsformen der Erfindung in Verbindung mit den beigefügten Zeichnungen beschrieben, darin zeigen:
Figur 1 ein schematisches Blockschaltbild einer ersten Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz;
Figur 2 ein schematisches Blockschaltbild einer zweiten Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz;
Figur 3 ein schematisches Blockschaltbild einer dritten Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz;
Figur 4 ein schematisches Blockschaltbild einer vierten Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz;
Figur 5 ein schematisches Blockschaltbild einer fünften Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz;
Figur 6 ein schematisches Blockschaltbild einer sechsten Ausführungsform eines Dampfkraftwerks mit Nachrustsatz; Figur 7 ein schematisches Blockschaltbild eines konventionellen Dampfkraftwerks vom Stand der Technik.
In den Zeichnungen sind nur die für das Verständnis der Erfindung wesentlichen Elemente dargestellt. Gleiche oder ähnliche Bauteile sind mit gleichen Bezugszeichen gekennzeichnet.
Wege zur Ausführung der Erfindung
Figur 1 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer ersten vorteilhaften Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. In einem mit für hohe Betriebstemperaturen und hohe Betriebsdrücke geeigneten Werkstoffen modifizierten, als Dampfkessel ausgebildeter Dampferzeuger 1 mit einem Überhitzer 32 wird Kondensat- bzw. Kesselspeisewasser auf die gewünschte Dampftemperatur gebracht. Eine zusätzlich zu installierende als Booster-Pumpe 29 bezeichnete Speisewasserpumpe (respektive dem Anpassen oder Ersetzen der Komponenten 18 bis 21 ) stellt den dazu erforderlichen Druck sicher. Alternativ können auch die aus dem Stand der Technik bekannten Komponenten 18 bis 21 angepasst oder ersetzt werden. Um das Speisewasser und den Dampf unter dem erhöhten Druck sicher transportieren zu können, sind femer modifizierte Druckleitungen 34 zwischen der Booster-Pumpe 29 und den Frischdampfventilen 23 vorgesehen. Die Frischdampftemperatur beträgt dabei im vorliegenden Ausführungsbeispiel etwa 700°C, der Frischdampfdruck beträgt etwa 375 bar.
Über einen modifizierten Frischdampfüberhitzer 32 und entsprechende Frisch- dampfventile 23 gelangt der Dampf in eine Super-Hochdruckturbine 24 eines Nachrüst-Turbinenmoduls 25. Die Super-Hochdruckturbine 24 ist dabei im vorliegenden Ausführungsbeispiel gemäß Figur 1 einflutig ausgelegt. Der Dampfpfad der nachgerüsteten Super-Hochdruckturbine 24 ist aus hochtemperaturbeständigen Werkstoffen, nämlich aus Nickel-Basis-Legierungen hergestellt. Die Eingangstemperatur des Frischdampfs beträgt etwa 700°C und der Eingangsdampfdruck beträgt etwa 375 bar. Eine wirtschaftliche Optimierung kann auch eine Vermeidung von Hochtemperaturwerkstoffen durch Wahl eines Prozesses mit lediglich z.B. 620°C und 240 bar begründen. Die Super-Hochdruckturbine 24 ist dabei auf einer eigenen Welle 14 separat von der Welle 9 der bestehenden Turbogruppe ge- lagert. Die hier erzeugte Leistung wird von einem zusätzlichen Generator (nicht gezeigt) abgegriffen und in Strom umgewandelt.
Über eine Leitung gelangt der aus der Super-Hochdruckturbine 24 austretende Dampf direkt oder über die ausser Betrieb gesetzten, bestehenden Frischdampf- ventile 3 in die einflutige Hochdruckturbine 4 des bestehenden Dampfkraftwerks. Die unveränderte Turbineneintrittstemperatur beträgt in diesem Beispiel 540°C und der Turbineneintrittsdruck 150 bar.
Der Dampf wird am Austritt aus der Hochdruckturbine 4 in einen Strom, der einem Hochdruck-Speisewasservorwärmer 21 zugeführt wird, und einen Strom, der einem Zwischenüberhitzer 5 zugeführt wird, aufgeteilt. Der Dampf, der dem Hochdruck-Speisewasservorwärmer 21 zugeführt wird, wird auch als Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung bezeichnet und dient zur Erwärmung des Speisewassers mittels Wärmetauscher.
Der zweite Teilstrom gelangt über den Zwischenüberhitzer 5 und die Abfangventile 6 in die in diesem Beispiel zweiflutig ausgeführte Mitteldruckturbine 7, wobei Druck und Temperatur hier typischerweise unverändert 36 bar und z.B. 540° C betragen. Aus der Mitteldruckturbine 7 gelangt ebenfalls Anzapfdampf für die Speisewasser- vorwärmung in die Hochdruck-Speisewasservorwärmer 19 und 20 bzw. direkt in den Speisewasserbehälter 17. Der andere Teil des Dampfstroms, der auch als Arbeitsdampf bezeichnet wird, gelangt in die zweiflutige Niederdruckturbine 8, von wo der austretende Arbeitsdampf in einen Kondensator 11 strömt, in dem der Dampf über einen mit Kühlwasser durchströmten Wärmetauscher kondensiert wird. Das Kondensat wird über Niederdruck-Speisewasservorwärmer 15, 16 vorgewärmt und dem Speisewasserbehälter 17 zugeführt. Die Vorwärmung in den Niederdruck-Speisewasservorwärmern 15, 16 erfolgt mit Anzapfdampf aus der Niederdruckturbine 8.
Die Hochdruckturbine 4, die Mitteldruckturbine 7 und die Niederdruckturbine 8 bilden dabei die Turbogruppe des bereits bestehenden Dampfkraftwerks. Die Beschaufelung dieser Turbogruppe kann je nach Bedarf durch neue Schaufeln mit modifiziertem Schaufelprofil ersetzt werden. Die Turbogruppe ist dabei auf der ge- meinsamen Welle 9 angeordnet, welche über Wellenlager 12 drehbar gelagert ist. Die Welle 9 treibt dabei einen Rotor eines Drehstromgenerators 10 an, durch den die Stromerzeugung bewirkt wird.
Figur 2 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer zweiten vorteilhaften Ausfüh- rungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel wird ebenfalls in einem modifizierten Dampfkessel 1 mit Überhitzer 32 Kondensat- bzw. Kesselspeisewasser auf die gewünschte Dampftemperatur von beispielsweise 700°C und durch eine Booster-Pumpe 29 auf den gewünschten Dampfdruck von z.B. 375 bar gebracht. Alternativ ist auch eine geeignete Anpassung der Speisewasserpumpe möglich.
Über einen modifizierten Frischdampfüberhitzer 32 und entsprechende Frischdampfventile 23 gelangt der Arbeitsdampf in die Super-Hochdruckturbine 24 des Nachrüst-Turbinenmoduls 25. Die Super-Hochdruckturbine 24 ist dabei im vorlie- genden Ausführungsbeispiel einflutig ausgelegt und weist einen Dampfpfad aus hochtemperaturbeständigen Nickel-Basis-Legierungen auf. Die Eingangstemperatur des Frischdampfs beträgt etwa 700°C und der Eingangsdampfdruck beträgt etwa 375 bar. Eine wirtschaftliche Optimierung kann auch eine Vermeidung von Hochtemperaturwerkstoffen durch Wahl eines Prozesses mit lediglich z.B. 620°C und 240 bar begründen. Die Super-Hochdruckturbine 24 ist gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel aus Figur 2 auf einer Welle 14 gelagert, die mit der Welle 9 der bereits bestehenden Turbogruppe des nachgerüsteten Dampfkraftwerks über eine Kupplung 28 verbunden ist.
Der Dampf gelangt direkt oder über die entsprechenden, ausser Betrieb gesetzten Frischdampfventile 3 in die einflutige Hochdruckturbine 4 des bestehenden Dampfkraftwerks. Die Turbineneintrittstemperatur beträgt auch hier, wie vor der Nachrüstung, z.B. 540°C und der Turbineneintrittsdruck 150 bar.
Der Dampf wird am Austritt aus der Hochdruckturbine 4 in Anzapfdampf, der ei- nem Hochdruck-Speisewasservorwärmer 21 zugeführt wird, und Arbeitsdampf, der einem Zwischenüberhitzer 5 zugeführt wird, aufgeteilt.
Der Arbeitsdampf gelangt über den Zwischenüberhitzer 5 und die Abfangventile 6 in die in diesem Beispiel zweiflutig ausgeführte Mitteldruckturbine 7, wobei der Druck auch hier unverändert typischerweise 36 bar und die Temperatur z.B. 540° C beträgt. Aus der Mitteldruckturbine 7 gelangt ebenfalls Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung in die Hochdruck-Speisewasservorwärmer 19 und 20 bzw. direkt in den Speisewasserbehälter 17. Der Arbeitsdampf gelangt in die zwei- flutige Niederdruckturbine 8, von wo er in einen Kondensator 11 strömt, in dem der Dampf über einen von Kühlwasser durchflossenen Wärmetauscher kondensiert wird.
Das Kondensat wird über Niederdruck-Speisewasservorwärmer 15, 16 vorgewärmt und dem Speisewasserbehälter 17 zugeführt. Die Vorwärmung in den Nie- derdruck-Speisewasservorwärmern 15, 16 erfolgt mit Anzapfdampf aus der Niederdruckturbine 8.
Die Hochdruckturbine 4, die Mitteldruckturbine 7 und die Niederdruckturbine 8 bilden dabei die Turbogruppe des bereits bestehenden Dampfkraftwerks. Die Be- schaufelung dieser Turbogruppe kann je nach Bedarf durch neue Schaufeln mit modifiziertem Schaufelprofil ersetzt werden. Die Turbogruppe ist dabei auf der gemeinsamen Welle 9 angeordnet, welche über Wellenlager 12 drehbar gelagert ist. Die Welle 9 treibt im zweiten Ausführungsbeispiel gemäß Figur 2 gemeinsam mit der über die Kupplung 28 mit der Welle 9 verbundene Super-Hochdruckturbine 24 den Drehstromgenerator 10 an. Der Generator 10 ist dabei gegebenenfalls so modifiziert, dass er die durch Vorschalten der Super-Hochdruckturbine 24 erhöhte Leistung aufnehmen kann, oder die abgegebene Leistung wird auf ein zulässiges Mass begrenzt.
Figur 3 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer dritten vorteilhaften Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. Ge- maß diesem Ausführungsbeispiel wird in einem für die erhöhten Temperaturen und Drücke modifizierten Dampfkessel 1 mit Überhitzer 32 Kondensat- bzw. Kesselspeisewasser auf die gewünschte Dampftemperatur von beispielsweise 620°C und durch die Booster-Pumpe 29 auf den gewünschten Dampfdruck von z.B. 240 bar gebracht. Die auf erhöhtem Druck arbeitende Leitung 34 ist dabei entspre- chend modifiziert.
Über einen Frischdampfüberhitzer 32 und entsprechende Frischdampfventile 23 gelangt der Dampf in ein Nachrüst-Turbinenmodul 25, das im vorliegenden Ausführungsbeispiel nach Figur 3 eine Super-Hochdruckturbine 24 und eine Super- Mitteldruckturbine 27 aufweist. Die Super-Hochdruckturbine 24 und die Super- Mitteldruckturbine 27 sind dabei jeweils einflutig ausgelegt und in einem gemeinsamen Gehäuse angeordnet. Der Dampfpfad der nachgerüsteten Super-Hochdruckturbine 24 und der Dampfpfad der nachgerüsteten Super-Mitteldruckturbine 27 sind aus hochtemperaturbeständigen Werkstoffen hergestellt.
Die Eingangstemperatur des Frischdampfs beträgt im vorliegenden dritten Ausführungsbeispiel nach Figur 3 beispielsweise 620°C und der Eingangsdampfdruck z.B. 240 bar. Die Super-Hochdruckturbine 24 und die Super-Mitteldruckturbine 27 sind auf einer gemeinsamen Welle 14, separat von der Welle 9 der bestehenden Turbogruppe gelagert. Die hier erzeugte Leistung wird von einem zusätzlichen Generator 30 abgegriffen und in Strom umgewandelt. Über einen Zwischenüberhitzer 31 und Abfangventile 26 gelangt der Arbeitsdampf von der Super-Hochdruckturbine 24 dann in die Super-Mitteldruckturbine 27 des Nachrüst-Turbinenmoduls 25. Die Turbineneintrittstemperatur des Arbeitsdampfs beträgt hier ebenfalls z.B. 620°C und der Turbineneintrittsdruck etwa 60 bar.
Am Austritt der Super-Mitteldruckturbine 27 wird der Arbeitsdampf direkt oder über die bestehenden, ausser Betrieb gesetzten Abfangventile 6 in die in diesem Beispiel zweiflutig ausgeführte Mitteldruckturbine 7 des bestehenden Dampf-Turbinenmoduls geleitet, wobei der Druck hier unverändert beispielsweise 36 bar und die Temperatur 540° C beträgt. Der Arbeitsdampf gelangt von der Mitteldruckturbine 7 in die in diesem Ausführungsbeispiel zweiflutige Niederdruckturbine 8.
Der Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung, der zur Erwärmung des Speisewassers mittels Wärmetauscher dient, und die Rückführung des Kondensats in den Dampfkessel sind in Figur 3 nur angedeutet.
Die ursprüngliche Hochdruckturbine wird in diesem Ausführungsbeispiel durch das Nachrüst-Turbinenmodul 25 ersetzt, welches eine Super-Hochdruckturbine 24 und eine Super-Mitteldruckturbine 27 umfasst. Die Mitteldruckturbine 7 und die Nieder- druckturbine 8 bilden dabei die Turbogruppe des bereits bestehenden Dampfkraftwerks. Die Beschaufelung dieser Turbogruppe kann je nach Bedarf durch neue Schaufeln mit modifiziertem Schaufelprofil ersetzt werden. Die bestehende Turbogruppe ist dabei auf einer gemeinsamen Welle 9 angeordnet, die über Wellenlager 12 drehbar gelagert ist. Die Welle 9 treibt im Ausführungsbeispiel gemäß Figur 3 den originalen Drehstromgenerator 10 des bestehenden Dampfkraftwerks an.
Figur 4 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer vierten vorteilhaften Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel wird in einem für die erhöhten Temperaturen und Drücke modifizierten Dampfkessel 1 Kondensat- bzw. Kesselspeisewasser ebenfalls auf die gewünschte Dampftemperatur von beispielsweise 620°C und durch die Booster-Pumpe 29 oder durch geeignete Anpassung der Speisewasser- pumpe auf den gewünschten Dampfdruck von z.B. 240 bar gebracht. Die auf erhöhtem Druck arbeitende Leitung 34 ist dabei entsprechend modifiziert. -
Über einen modifizierten Frischdampfüberhitzer 32 und entsprechende Frisch- dampfventile 23 gelangt der Dampf in ein Nachrüst-Turbinenmodul 25, das im vorliegenden Ausführungsbeispiel eine Super-Hochdruckturbine 24 und eine Super- Mitteldruckturbine 27 aufweist. Die Super-Hochdruckturbine 24 ist dabei einflutig ausgelegt, die Super-Mitteldruckturbine 27 zweiflutig. Der Dampfpfad der nachgerüsteten Super-Hochdruckturbine 24 und der Dampfpfad der nachgerüsteten Mitteldruckturbine 27 sind aus hochtemperaturbeständigen Werkstoffen hergestellt. Die Eingangstemperatur des Frischdampfs beträgt im vorliegenden Ausführungsbeispiel beispielsweise 620°C und der Eingangsdampfdruck z.B. 240 bar. Die Super-Hochdruckturbine 24 und die Super-Mitteldruckturbine 27 sind auf einer gemeinsamen Welle 14 gelagert, die mit der Welle 9 der bestehenden Turbogrup- pe über eine Kupplung 28 verbunden ist.
Der Arbeitsdampf gelangt direkt oder über die bestehenden, ausser Betrieb gesetzten Frischdampfventile 3 in die einflutige Hochdruckturbine 4 des bestehenden Dampfkraftwerks. Die Turbineneintrittstemperatur des Arbeitsdampfs beträgt hier unverändert 540°C und der Turbineneintrittsdruck z.B. 150 bar. Die bestehende Hochdruckturbine muss dergestalt umgebaut werden, dass der Dampf auf dem für den erhöhten Zwischenüberhitzerdruck nötigen Druck entnommen werden kann. Über einen Zwischenüberhitzer 33 und Abfangventile 26 gelangt der Arbeitsdampf in die Super-Mitteldruckturbine 27 des Nachrüst-Turbinenmoduls 25. Die Turbi- neneintrittstemperatur beträgt hier nach dem Zwischenüberhitzen beispielsweise wieder 620°C und der Turbineneintrittsdruck z.B. 60 bar. Am Austritt der Super- Mitteldruckturbine 27 wird der Arbeitsdampf direkt oder über die ausser Betrieb gesetzten Abfangventile 6 in die zweiflutig ausgeführte Mitteldruckturbine 7 geleitet, wobei der Druck hier unverändert 36 bar und die Temperatur 540° C beträgt. Der Arbeitsdampf gelangt von der Mitteldruckturbine 7 in die zweiflutige Niederdruckturbine 8. Der Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung, der zur Erwärmung des Speisewassers mittels Wärmetauscher dient, und die Rückführung des Kondensats in den Dampfkessel sind in Figur 4 nur angedeutet.
Die wegen dem höheren Austrittsdruck zu modifizierende Hochdruckturbine 4, die Mitteldruckturbine 7 und die Niederdruckturbine 8 bilden dabei die Turbogruppe des bereits bestehenden Dampfkraftwerks. Die Beschaufelung dieser Turbogruppe kann je nach Bedarf durch neue Schaufeln mit modifiziertem Schaufelprofil ersetzt werden. Die Turbogruppe ist dabei auf der gemeinsamen Welle 9 angeord- net, die über Wellenlager 12 drehbar gelagert ist. Die Welle 9 treibt im Ausführungsbeispiel gemäß Figur 4 gemeinsam mit dem über die Kupplung 28 mit der Welle 9 verbundenen Nachrüst-Turbosatz 25 den Drehstromgenerator 10 an. Der Generator 10 ist dabei gegebenenfalls so modifiziert, dass er die durch Vorschalten des Nachrüst-Turbosatzes erhöhte Leistung aufnehmen kann, oder die abge- gebene Leistung wird auf ein zulässiges Mass begrenzt.
Figur 5 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer fünften vorteilhaften Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. In einem für hohe Betriebstemperaturen modifizierten Überhitzer 32 wird der Dampf nach Durchlaufen des Dampferzeugers 1 auf die gewünschte Dampftemperatur gebracht. Die Frischdampftemperatur beträgt dabei im vorliegenden Ausführungsbeispiel etwa 700°C, der Frischdampfdruck bleibt unverändert auf beispielsweise 150 bar.
Nach Durchlaufen des Frischdampfüberhitzers 32 und entsprechender Frischdampfventile 23 gelangt der Dampf in eine Super-Hochdruckturbine 24 eines Nachrüst-Turbinenmoduls 25. Die Super-Hochdruckturbine 24 ersetzt dabei vollständig die Hochdruckturbine des bestehenden Kraftwerks und ist über eine Kupplung 28 mit der Welle 9 der bestehenden Dampf-Turbogruppe verbunden.
Der Dampf gelangt am Austritt aus der Super-Hochdruckturbine 24 über einen Zwischenüberhitzer 5 und die Abfangventile 6 in die Mitteldruckturbine 7, wobei Druck und Temperatur hier typischerweise 36 bar und z.B. 540° C betragen. Aus der Mitteldruckturbine 7 gelangt Dampf in die zweiflutige Niederdruckturbine 8, von wo der austretende Arbeitsdampf in einen Kondensator 11 strömt, in dem der Dampf über einen mit Kühlwasser durchströmten Wärmetauscher kondensiert wird.
Auch bei diesem Ausführungsbeispiel kann die Mehrleistung über einen modifizierten Generator 10 abgegriffen werden.
Schließlich zeigt Figur 6 ein schematisches Blockschaltbild einer sechsten vorteilhaften Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Dampfkraftwerks 22 mit Nachrustsatz. Diese Variante ist für hohe Betriebstemperaturen um etwa 720 °C aber niedrige Betriebsdrücke um etwa 100 bar vorgesehen, weshalb im wesentlichen die Originalbauteile des bestehenden Dampfkraftwerks beibehalten werden kön- nen und kein grösserer Umbau des Dampfkessels 1 erforderlich ist. Auch kann die bestehende Kesselspeisepumpe 18 auf reduziertem Druck arbeitenentfallen. Es werden im wesentlichen lediglich ein modifizierter Überhitzer 32 und die Super- Hochdruckturbine 24 benötigt. Die Super-Hochdruckturbine 24 ersetzt dabei vollständig die Hochdruckturbine des bestehenden Kraftwerks und ist mit der Welle 9 der bestehenden Dampf-Turbogruppe über eine Kupplung 28 verbunden.
Über den modifizierten Frischdampfüberhitzer 32 und entsprechende Frischdampfventile 23 gelangt der Dampf in die Super-Hochdruckturbine 24 des Nachrüst-Turbinenmoduls 25.
Der Dampf gelangt am Austritt aus der Super-Hochdruckturbine 24 direkt oder über die ausser Betrieb gesetzten Abfangventile 6 in die Mitteldruckturbine 7, wobei Druck und Temperatur hier typischerweise 36 bar und z.B. 540° C betragen. Ein Zwischenüberhitzer kann hier entfallen. Aus der Mitteldruckturbine 7 gelangt Dampf in die Niederdruckturbine 8. Die Leistung wird an den mit der Welle 9 verbundenen ursprünglichen Generator 10 abgegeben. Diese sechste Ausführungsform eignet sich insbesondere dazu, Dampfkraftwerke über deren eigentliche Lebensdauer hinaus bei geringen Investitionskosten weiter zu betreiben. Da die Materialermüdung hier auf der Hochdruckseite nur noch Drücke unter den ursprünglichen Auslegungsdrücken zuläßt, sind die auf die Bau- teile einwirkenden Dampfdrücke niedriger als bei der ursprünglichen Auslegung des bestehenden Dampfkraftwerks gewählt. Da bei diesem speziellen Anwendungsfall i.d.R. keine wesentliche Mehrleistung zu erwarten ist, kann der ursprüngliche Generator 10 häufig unverändert beibehalten werden.
Durch die oben beschriebenen vorteilhaften Ausführungsbeispiele werden die Nachteile des Standes der Technik vermieden und der Wirkungsgrad bzw. die Lebensdauer des bestehenden Dampfkraftwerks verbessert. Durch die Beibehaltung möglichst vieler Originalteile des Dampfkraftwerks wird eine kostengünstige Lösung hierfür zur Verfügung gestellt. Außerdem kann die allgemeine Infrastruktur soweit wirtschaftlich und umweltverträglich beibehalten werden.
Die vorliegende Erfindung ist nicht durch die beschriebenen Ausführungsbeispiele beschränkt, sondern wird lediglich durch den Schutzumfang der beigefügten Ansprüche definiert, wie sie von einem Fachmann verstanden werden. Insbesondere lassen sich in vielen Fällen die in den Ausführungsbeispielen gezeigte Teilkomponenten untereinander kombinieren.
Bezugszeichenliste
1 Dampferzeuger, Dampfkessel
2 Überhitzer
3 Frischdampfventil
4 Hochdruckturbine
5 Zwischenüberhitzer
6 Abfangventil
7 Mitteldruckturbine Niederdruckturbine Welle Drehstromgenerator Kondensationsanlage, Kondensator Wellenlager Kondensatpumpe Welle Niederdruck-Speisewasservorwärmer Niederdruck-Speisewasservorwärmer Speisewasserbehälter Kesselspeisepumpe Hochdruck-Speisewasservorwärmer Hochdruck-Speisewasservorwärmer Hochdruck-Speisewasservorwärmer Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz Frischdampfventil Super-Hochdruckturbine Nachrüst-Turbinenmodul Abfangventil Super-Mitteldruckturbine Kupplung Booster-Pumpe Drehstromgenerator Zwischenüberhitzer Überhitzer Zwischenüberhitzer modifizierte Druckleitung

Claims

Patentansprüche
1. Dampfkraftwerk mit Nachrustsatz, wobei das Dampfkraftwerk einen Dampferzeuger (1) mit Überhitzer, einen Dampf-Turbosatz einschließlich Konden- sationsanlagen (11), verbindende Rohrleitungen, Hilfseinrichtungen und einen Generator (10) aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass als Nachrustsatz zumindest ein für erhöhte Frischdampftemperaturen > 565°C, vorzugsweise 620°C bis 720°C, und für unveränderten oder modifizierten Frischdampfdruck ausgelegtes Nachrüst-Turbinenmodul (25) angeordnet und dem bestehenden Dampf-Turbosatz vorgeschaltet oder gegen dessen
Hochdruckturbine ausgetauscht ist.
2. Dampfkraftwerk nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der modifizierte Frischdampfdruck ≥ 200 bar, vorzugsweise 240 bar bis 375 bar, ist.
3. Dampfkraftwerk nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der modifizierte Frischdampfdruck kleiner als der Frischdampfdruck des bestehenden Dampf-Turbosatzes, vorzugsweise im Bereich um 100 bar, ist.
4. Dampfkraftwerk nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Welle (14) des Nachrüst-Turbinenmoduls (25) und die Welle (9) des bestehenden Dampfturbosatzes mechanisch miteinander gekoppelt sind.
5. Dampfkraftwerk nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Welle (14) des Nachrüst-Turbinenmoduls (25) und die Welle (9) des bestehenden Dampfturbosatzes mechanisch entkoppelt sind.
6. Dampfkraftwerk nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekenn- zeichnet, dass das Nachrüst-Turbinenmodul (25) aus hochtemperaturbeständigen Werkstoffen, vorzugsweise aus Stahl oder einer Nickel-Basis- Legierung, hergestellt ist.
7. Dampfkraftwerk nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Nachrüst-Turbinenmodul (25) eine ein- oder mehrflutige Super-Hochdruckturbine (24) aufweist.
8. Dampfkraftwerk nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Nachrüst-Turbinenmodul (25) eine ein- oder mehrflutige Super- Hochdruckturbine (24) und eine ein- oder mehrflutige Super-Mitteldruckturbine (27) aufweist.
9. Dampfkraftwerk nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die
Super-Hochdruckturbine (24) und die Super-Mitteldruckturbine (27) in einem gemeinsamen Gehäuse angeordnet sind.
10. Dampfkraftwerk nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekenn- zeichnet, dass der Nachrustsatz einen modifizierten Dampferzeuger (1 ) und/oder Überhitzer (32) zum Erzeugen von Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur > 565°C, vorzugsweise 620°C bis 720°C, und mit unverändertem oder modifiziertem Dampfdruck aufweist.
11. Dampfkraftwerk nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein zusätzlicher Generator (30) oder ein modifizierter oder ausgetauschter Generator (10) zur Leistungsabnahme der durch den Nachrüst-Turbosatz (25) erzeugten Mehrleistung vorgesehen ist.
12. Verfahren zum Nachrüsten eines bestehenden Dampfkraftwerks mit einem Dampferzeuger (1 ) mit Überhitzer, einem Dampf-Turbosatz einschließlich Kondensationsanlagen (11), verbindenden Rohrleitungen, Hilfseinrichtungen und einem Generator (10), wobei das Verfahren folgende Schritte aufweist: Vorschalten eines Nachrüst-Turbinenmoduls (25) für Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur und unveränderten oder modifizierten Frischdampfdruck vor den bestehenden Turbosatz oder Austauschen der Hoch- druckturbine des bestehenden Dampf-Turbosatzes gegen das Nachrüst- Turbinenmodul (25);
Vorsehen eines Dampferzeugers (1) und/oder Überhitzers (32) zur Bereitstellung von Frischdampf mit erhöhter Dampftemperatur.
13. Verfahren zum Nachrüsten eines Dampfkraftwerks nach Anspruch 12, das ferner folgenden Schritt aufweist:
Nachrüsten oder Umbau des Dampferzeugers und des Überhitzers (32) sowie der Speisewasserpumpe oder Hinzufügen einer Booster-Pumpe (29) und Modifizieren der entsprechenden Rohrleitungen, um erhöhten Frischdampfdruck zur Verfügung zu stellen.
14. Verfahren zum Nachrüsten eines Dampfkraftwerks nach Anspruch 12 oder 13, das ferner folgenden Schritt aufweist: Hinzufügen, Austauschen oder Modifizieren eines Generators (10) zur Leistungsabnahme der durch den Nachrüst-Turbosatz (25) erzeugten Mehrleistung.
PCT/IB2002/001110 2001-04-09 2002-04-09 Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks WO2002084080A1 (de)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE50214301T DE50214301D1 (de) 2001-04-09 2002-04-09 Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks
US10/474,367 US7458219B2 (en) 2001-04-09 2002-04-09 Steam power plant provided with a retrofit kit and method for retrofitting a steam power plant
EP02716986A EP1377730B1 (de) 2001-04-09 2002-04-09 Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US28219301P 2001-04-09 2001-04-09
US60/282,193 2001-04-09

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2002084080A1 true WO2002084080A1 (de) 2002-10-24

Family

ID=23080461

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/IB2002/001110 WO2002084080A1 (de) 2001-04-09 2002-04-09 Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks

Country Status (4)

Country Link
US (1) US7458219B2 (de)
EP (1) EP1377730B1 (de)
DE (1) DE50214301D1 (de)
WO (1) WO2002084080A1 (de)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005083238A1 (de) * 2004-03-01 2005-09-09 Alstom Technology Ltd Kraftanlage mit kohlefeuerung
CN103352823A (zh) * 2013-08-02 2013-10-16 山东电力工程咨询院有限公司 给水泵和前置泵的新型综合驱动系统及方法
WO2021160367A1 (de) * 2020-02-11 2021-08-19 Siemens Aktiengesellschaft Erneuerung von dampfturbinenanlagen und anlage

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030216893A1 (en) * 2002-05-17 2003-11-20 Warren Hendrickson Method of designing and constructing a power plant
US7743497B2 (en) * 2005-10-06 2010-06-29 General Electric Company Method of providing non-uniform stator vane spacing in a compressor
ES2304118B1 (es) * 2008-02-25 2009-07-29 Sener Grupo De Ingenieria, S.A Procedimiento para generar energia mediante ciclos termicos con vapor de presion elevada y temperatura moderada.
JP2011516780A (ja) * 2008-04-08 2011-05-26 エリクソン ディベロップメント アンド イノベーション エービー タービン装置
EP2147896A1 (de) * 2008-07-22 2010-01-27 Uhde GmbH Niedrigenergie-Verfahren zur Herstellung von Ammoniak oder Methanol
US8313292B2 (en) * 2009-09-22 2012-11-20 Siemens Energy, Inc. System and method for accommodating changing resource conditions for a steam turbine
CN102624147B (zh) * 2011-01-26 2016-03-23 阿尔斯通技术有限公司 改进发电厂的方法
US9303865B2 (en) 2013-09-18 2016-04-05 Skavis Corporation Steam generation apparatus and associated control system and methods for startup
US9383095B2 (en) 2013-09-18 2016-07-05 Skavis Corporation Steam generation apparatus and associated control system and methods for providing desired steam quality
US9303866B2 (en) 2013-09-18 2016-04-05 Skavis Corporation Steam generation apparatus and associated control system and methods for providing a desired injection pressure
US9310070B2 (en) * 2013-09-18 2016-04-12 Skavis Corporation Steam generation apparatus and associated control system and methods for providing venting
JP6033391B1 (ja) * 2015-11-24 2016-11-30 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービンの運転制御方法、改装方法、及びガスタービン制御装置の設定変更方法
JP7408823B2 (ja) * 2020-01-29 2024-01-05 シーメンス エナジー グローバル ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング ウント コンパニー コマンディートゲゼルシャフト 補助モジュール付きプラント

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19542917A1 (de) 1994-12-21 1996-06-27 Abb Management Ag Kombianlage mit konventionellem Wasser/Dampf-Kreislauf
WO1996023961A1 (en) * 1995-02-03 1996-08-08 Alexandros Papadopoulos Boiler for superheating of combined cycle power plant steam
WO1997018386A1 (en) * 1995-11-14 1997-05-22 Westinghouse Electric Corporation System and method for combustion turbine repowering of existing low superheat steam turbines
WO1998049428A1 (en) * 1997-04-30 1998-11-05 Siemens Westinghouse Power Retrofitting coal-fired power generation systems with hydrogen combustors
DE19923210A1 (de) 1999-05-20 2000-11-23 Abb Alstom Power Ch Ag Kombikraftwerk
DE19962403A1 (de) 1999-12-23 2001-06-28 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Umrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren umgerüstetes Kraftwerk
DE19962386A1 (de) 1999-12-23 2001-06-28 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Nachrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren nachgerüstete Dampfkraftanlage

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4069674A (en) * 1977-01-14 1978-01-24 Warren Glenn B Power plant
US4996846A (en) * 1990-02-12 1991-03-05 Ormat Inc. Method of and apparatus for retrofitting geothermal power plants
DE59301406D1 (de) * 1992-09-30 1996-02-22 Siemens Ag Verfahren zum Betreiben einer Kraftwerksanlage sowie danach arbeitende Anlage
US5850739A (en) * 1994-06-01 1998-12-22 Masnoi; Sergey Alexandrovich Steam turbine power plant and method of operating same

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19542917A1 (de) 1994-12-21 1996-06-27 Abb Management Ag Kombianlage mit konventionellem Wasser/Dampf-Kreislauf
WO1996023961A1 (en) * 1995-02-03 1996-08-08 Alexandros Papadopoulos Boiler for superheating of combined cycle power plant steam
WO1997018386A1 (en) * 1995-11-14 1997-05-22 Westinghouse Electric Corporation System and method for combustion turbine repowering of existing low superheat steam turbines
WO1998049428A1 (en) * 1997-04-30 1998-11-05 Siemens Westinghouse Power Retrofitting coal-fired power generation systems with hydrogen combustors
DE19923210A1 (de) 1999-05-20 2000-11-23 Abb Alstom Power Ch Ag Kombikraftwerk
DE19962403A1 (de) 1999-12-23 2001-06-28 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Umrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren umgerüstetes Kraftwerk
DE19962386A1 (de) 1999-12-23 2001-06-28 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Nachrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren nachgerüstete Dampfkraftanlage

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"Repowering analysis: Hanford Generating Project (HGP), Task Order Number 6", ENERGY, XP002027852 *
JONAS K ET AL: "DER UMABAU DES KRAFTWERKES VEO EISENHUETTENSTADT ZU EINEM KOMBI- KRAFTWERK FUER DIE INDUSTRIELLE UND OEFFENTLICHE ENERGIEVERORGUNG", VGB KRAFTWERKSTECHNIK, VGB KRAFTWERKSTECHNIK GMBH. ESSEN, DE, vol. 78, no. 8, 1998, pages 34 - 39, XP000768739, ISSN: 0372-5715 *
PATTI ET AL: "Technical considerations in repowering a nuclear plant for fossil fueled operation", ENERGY, XP002027853 *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005083238A1 (de) * 2004-03-01 2005-09-09 Alstom Technology Ltd Kraftanlage mit kohlefeuerung
EP1577507A1 (de) * 2004-03-01 2005-09-21 Alstom Technology Ltd Kraftanlage mit Kohlefeuerung
US7478524B2 (en) 2004-03-01 2009-01-20 Alstom Technology Ltd. Coal fired power generation plant
CN103352823A (zh) * 2013-08-02 2013-10-16 山东电力工程咨询院有限公司 给水泵和前置泵的新型综合驱动系统及方法
CN103352823B (zh) * 2013-08-02 2015-08-05 山东电力工程咨询院有限公司 给水泵和前置泵的新型综合驱动系统及方法
WO2021160367A1 (de) * 2020-02-11 2021-08-19 Siemens Aktiengesellschaft Erneuerung von dampfturbinenanlagen und anlage

Also Published As

Publication number Publication date
DE50214301D1 (de) 2010-05-06
EP1377730A1 (de) 2004-01-07
US7458219B2 (en) 2008-12-02
EP1377730B1 (de) 2010-03-24
US20040194467A1 (en) 2004-10-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1377730B1 (de) Dampfkraftwerk mit nachrüstsatz und verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks
EP2454453B1 (de) Dampfkraftwerksanlage mit Dampfturbineneinheit und Prozessdampfverbraucher und Verfahren zum betreiben einer Dampfkraftwerksanlage mit Dampfturbineneinheit und Prozessdampfverbraucher
CH697959A2 (de) Kombinierter Prozess unter Verwendung überkritischen Dampfs und Verfahren.
DE102010037861A1 (de) Gasturbine mit Zwischenüberhitzung
DE19962386A1 (de) Verfahren zum Nachrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren nachgerüstete Dampfkraftanlage
WO2010054911A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur zwischenüberhitzung in einem solarthermischen kraftwerk mit indirekter verdampfung
DE102018123663A1 (de) Brennstoffvorwärmsystem für eine Verbrennungsgasturbine
EP1937942B1 (de) Dampfkraftwerk sowie verfahren zum nachrüsten eines dampfkraftwerks
EP2288791B1 (de) Betrieb einer gas- und dampfturbinenanlage mittels frequenzumrichter
DE69220240T2 (de) Wasserdampfsystem für eine anlage mit mehreren kesseln
EP1904731B1 (de) Gas- und dampfturbinenanlage sowie verfahren zu deren betrieb
DE4447044C1 (de) Verfahren zur Verminderung der Anfahrverluste eines Kraftwerksblockes
EP0158629B1 (de) Dampfkreislauf für Dampfkraftanlagen
EP3810907B1 (de) Abgasrezirkulation in gas- und dampfturbinenanlagen
DE102012110579B4 (de) Anlage und Verfahren zur Erzeugung von Prozessdampf
EP2480763B1 (de) Dampfkraftwerk
WO2007144285A2 (de) Dampfkraftanlage
EP4070011A1 (de) Anlage mit zusatzmodul
EP0851971A1 (de) Verfahren und anordnung zum vorwärmen des speisewassers eines dampferzeugers in kraftwerksprozessen
DE19962403A1 (de) Verfahren zum Umrüsten eines Sattdampf erzeugenden Systems mit mindestens einer Dampfturbogruppe sowie nach dem Verfahren umgerüstetes Kraftwerk
EP2138677B1 (de) Gas- und Dampfturbinenanlage
DE602005003913T2 (de) Kombikraftwerk mit Dampfturbinen- und Gasturbinengruppen
EP2759680A1 (de) Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter Flexibilität
EP2551475A2 (de) Umrüstung eines Kernkraftwerks
DE102015118098A1 (de) Verfahren zur Speisewasservorwärmung eines Dampferzeugers eines Kraftwerks

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EC EE ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NO NZ OM PH PL PT RO RU SD SE SG SI SK SL TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): GH GM KE LS MW MZ SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LU MC NL PT SE TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2002716986

Country of ref document: EP

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2002716986

Country of ref document: EP

REG Reference to national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: 8642

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10474367

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP