EP3469190B1 - Kraftwerk mit wärmespeicher - Google Patents

Kraftwerk mit wärmespeicher Download PDF

Info

Publication number
EP3469190B1
EP3469190B1 EP17735045.1A EP17735045A EP3469190B1 EP 3469190 B1 EP3469190 B1 EP 3469190B1 EP 17735045 A EP17735045 A EP 17735045A EP 3469190 B1 EP3469190 B1 EP 3469190B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
pressure part
power plant
steam
medium
plant according
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
EP17735045.1A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP3469190A1 (de
Inventor
Stefan Becker
Erich Schmid
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
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Publication of EP3469190A1 publication Critical patent/EP3469190A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP3469190B1 publication Critical patent/EP3469190B1/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/004—Accumulation in the liquid branch of the circuit
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/06—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein the engine being of extraction or non-condensing type
    • 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
    • F01K13/003—Arrangements for measuring or testing
    • 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
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/14—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having both steam accumulator and heater, e.g. superheating accumulator

Definitions

  • the present invention relates to a power plant with a steam circuit, which can be supplied with thermal energy for steam preparation in the area of a waste heat steam generator, and to a method for operating such a power plant.
  • power plants which can quickly deliver power to the supply networks, or can quickly draw power from them, are very advantageous.
  • the power plants should also cover a high output range so that they can be used in both peak and low-load operations.
  • the WO 2014/026784 A1 discloses for example a power plant arrangement with a high temperature storage unit which requires operating temperatures of over 600 ° C.
  • the DE 10 2012 108 733 A1 also describes a system for generating hot water or steam by a high temperature storage for use in a gas turbine power plant, in which a storage material is located in the high temperature storage.
  • a gas turbine power plant with improved flexibility is known, wherein a heat store and a container are provided, so that hot water can be supplied from the container to the gas turbine during operation to increase the output.
  • the US 2014/0165572 A1 also discloses a preheater for fuel gas for a gas turbine through stored thermal energy.
  • the US 2015/027122 A1 discloses an energy storage power plant with a water vapor circuit which can be supplied with thermal energy for steam preparation in the area of a heat recovery steam generator, the water vapor circuit comprising a high pressure part and a medium pressure part in the area of the heat recovery steam generator, and further comprising a heat accumulator having a phase change material.
  • auxiliary steam from an auxiliary steam generator or a neighboring system is often used to keep the functional components warm in the steam circuit.
  • the auxiliary steam pressures are relatively low, which in turn severely limits the temperatures for keeping warm.
  • the auxiliary steam generator generally requires relatively expensive natural gas or electrical energy to provide the required amounts of energy, which means that this method has economic disadvantages.
  • a power plant with a water vapor circuit which can be supplied with thermal energy for steam preparation in the area of a heat recovery steam generator, the water vapor circuit comprising a high pressure part, a medium pressure part and a low pressure part in the area of the heat recovery steam generator, and furthermore a one Phase change material (PCM) having heat accumulator is included, which is not arranged in the area of the heat recovery steam generator, whereby to supply the heat accumulator with thermally treated water, a supply line starting from the high-pressure part or the medium-pressure part is included and a discharge line for dispensing thermally treated water from the heat accumulator, which opens into the medium pressure part, the low pressure part or a steam turbine.
  • PCM Phase change material
  • an energetic heat storage concept is therefore proposed which is integrated in the power plant.
  • the heat store has a carrier medium which only carries out relatively small changes in volume when the thermal energy is stored or removed.
  • These materials phase change materials (PCM), are integrated in the heat storage and enable the storage of relatively large amounts of thermal energy in a relatively small space.
  • the phase change material is supplied in the heat accumulator by steam from the high pressure part or the medium pressure part, whereby both the phase change material located in the heat accumulator is thermally charged and the heat accumulator itself can be filled with steam, for example.
  • phase change material ensures a largely constant temperature level, provided that the temperature-related phase change in the phase change material has not yet been completed.
  • the thermal properties of phase change materials are well known to those skilled in the art.
  • the phase change material can be present in the heat storage approximately in an encapsulated form, e.g. B. spherical, egg-shaped, pellet-shaped, in the form of short or long rods, etc., and is from the water vapor from the high pressure part or the Medium pressure part surrounds or is flowed around by this. So there can be direct contact between the water vapor and the possibly encapsulated phase change material.
  • an encapsulated form e.g. B. spherical, egg-shaped, pellet-shaped, in the form of short or long rods, etc.
  • the high-pressure part, the medium-pressure part and the low-pressure part of the water vapor circuit differ from one another on account of the prevailing temperatures or the pressure level in the water vapor circuit.
  • the low-pressure section, medium-pressure section and high-pressure section can all have their own pressure vessel, their own economizer, their own heat exchanger and their own superheater or reheater.
  • the terms high-pressure part, medium-pressure part and also low-pressure part are general technical terms and are used sufficiently in power plant technology. In particular, it should be pointed out that these terms cannot be used interchangeably.
  • Steam for example, can also be removed from the heat accumulator or processed in it, if the functional components of the water vapor circuit are to be kept warm, but without the heat recovery steam generator being fired regularly or at all.
  • the power plant can be in standby mode or be switched off, however, thermal energy from the Heat storage for keeping the thermal functional components of the steam cycle available.
  • phase change material Due to the high storable thermal energy density in the heat store, which is made possible by the use of the phase change material, keeping warm can be achieved particularly advantageously in terms of energy. An electric or a fuel-operated auxiliary steam generator is therefore no longer necessary. Since the phase change material, after being charged, can also provide a largely constant temperature level over relatively long periods of time, the water vapor in the heat store, which is in thermal interaction with the phase change material, can also be kept at a largely identical temperature level. This in turn ensures that the thermal functional components of the water vapor circuit are supplied with thermally conditioned water from the heat store for a long time.
  • the heat store is designed as a pressure vessel in which the phase change material is arranged.
  • the phase change material can be present in isolated pieces, so that it is in direct contact with thermally treated water or water vapor when the heat accumulator is loaded.
  • the phase change material can also be arranged around the pressure vessel, so that the heat transfer between the phase change material and water or water vapor takes place via the side walls of the heat accumulator.
  • the phase change material ensures an increase in the heat capacity of the heat accumulator and thus a relatively smaller design.
  • phase change material is of course suitably adapted to the desired or prevailing temperatures in the heat accumulator.
  • temperature range of the phase change of the phase change material is close to or at the required or desired storage temperature in the Heat storage.
  • this also applies to all embodiments of the power plant according to the invention.
  • the heat store has a sparger, via which the thermally treated water can be distributed from the feed line into the heat store.
  • a sparger is essentially a network of pipes that has numerous small openings through which the thermally treated water can be distributed into the heat store. When the thermally treated water is introduced into the heat storage device, the sparger ensures that all areas of the heat storage device are exposed to thermal energy as evenly as possible, which in particular increases the storage rates.
  • the heat accumulator has at least one pressure measuring device and / or one temperature measuring device.
  • the loading and unloading of the heat accumulator can thus take place depending on the temperature or pressure.
  • the power plant can also include a control valve in the supply line as well as in the discharge line, which allow the required flows or pressures to be set.
  • the heat accumulator can be loaded and unloaded depending on the pressure or temperature. Such a regulation can be integrated into the control technology of the power plant.
  • a flash tank is connected in the discharge line, which enables a separation of vaporous and liquid water.
  • the flash tank can be used to separate off vaporized portions of the water that has been drained off and possibly feed it back into the steam cycle for further use.
  • a vaporous portion can in the low-pressure part of the steam cycle be initiated in order to be available for further use.
  • the feed line comes from an economizer or from a steam drum of the medium-pressure part. Accordingly, the heat accumulator can be supplied with relatively inexpensive thermally treated water, which means that the heat accumulator can be charged at a relatively low cost.
  • the supply line can come from an economizer or a superheater of the high-pressure part. Since the high-pressure part provides water at a significantly higher pressure or higher temperature, this embodiment is economically less advantageous compared to the previous ones, but allows the heat accumulator to be charged to a higher pressure or a higher temperature level. Likewise, the thermally conditioned water which is possibly stored in the heat store can still be kept available for use over a longer period of time.
  • a return line is provided which is fluidly connected to the heat accumulator on the one hand and on the other hand opens into the medium pressure part at a location where liquid water is conducted.
  • This location is preferably the steam drum or the feed water line.
  • thermally enriched water can thus be discharged from the heat store and reintroduced into the water vapor cycle.
  • the heat accumulator is charged for the first time, in which steam condensation takes place, it is desirable to return the condensed portions back into the water vapor cycle, in particular to a place where liquid water is also conducted. This is possible in particular in the medium pressure section in the area of the steam drum or feed water line.
  • a return line is further provided which is fluidly connected to the heat accumulator on the one hand and on the other hand opens into a flash tank from which a steam line leads into the low pressure part.
  • a liquid line can also open into the low-pressure part at a point at which liquid water is conducted. Due to the separation of vaporous and liquid parts in the flash tank, the low-pressure part can be supplied with both vaporous and liquid parts of the thermally conditioned water. The use of the flash tank therefore does not require a phase-specific return of thermally conditioned water in the return line, since the vapor phase can be separated from the liquid phase in the flash tank. As a result, wet steam, for example, can be returned from the heat store to the low-pressure part via the return line.
  • the power plant also has a steam superheater which is connected in the discharge line downstream of the heat store and also has a phase change material.
  • the steam superheater for example, can also be designed, like the heat accumulator, as a combination of steam accumulator and integrated phase change material.
  • An exemplary embodiment has, for example, the form of a storage box which is integrated in a standard container and has suitable connection points for a feed line or discharge line. The supply of thermally processed water vapor from the heat store can take place in different ways. Depending on the operational requirements, the feed can be designed so that, for. B.
  • the stored water is drained off after a request for secondary frequency support and the stored water is drained off at the medium pressure part between the steam drum and the superheater of the medium pressure part.
  • the derived, thermally treated water from the heat accumulator is consequently thermally conditioned again in the superheater of the medium-pressure part to such an extent that steam of a sufficiently high temperature level can be provided in order to increase the power operation of the steam turbine.
  • thermal energy from the overheating process is sometimes used to increase performance, a significant amount of thermal energy is nevertheless dissipated from the heat store for increasing performance.
  • the stored water is drained off when the steam turbine starts and the stored water is drained off directly to the steam turbine without first being fed to the medium-pressure part or the low-pressure part of the power plant.
  • the discharged water is preferably further processed thermally, for example by providing a further, second heat store or steam superheater, which is connected to the discharge and again releases thermal energy to the discharged water.
  • a second heat store can also be designed, for example, as a heat store with phase change material.
  • the drained water is preferably again with a second heat storage thermally processed again and supplied to reheating.
  • the steam turbine is in standby mode or may be completely removed from the grid.
  • the stored water is drained off under normal load of the steam turbine and the stored water is drained off to the medium-pressure part for a further increase in output.
  • the drained water is used to cover peak loads.
  • FIG. 1 shows a schematic circuit view of an embodiment of the power plant 1 according to the invention, in which water is thermally expanded into a steam circuit 2 via a heat recovery steam generator 3 in order to subsequently convert its thermal energy into rotary mechanical energy by means of a steam turbine 4.
  • the waste heat steam generator 3 is supplied with thermal energy in particular via the exhaust gas of a gas turbine 8, the regions of the water vapor circuit 2 which are arranged closer to the gas turbine in terms of flow technology have a higher temperature.
  • the individual heat exchangers 3 can be assigned to different areas within the heat recovery steam generator 3. The area which has the highest temperatures and pressures is the high-pressure part 11, the part which has the subsequently higher pressures and temperatures is the medium-pressure part 12 and the third part, the low-pressure part 13, has the lowest pressures or temperatures.
  • Both the high-pressure part 11 and the medium-pressure part 12, as well as the low-pressure part 13, can have an economizer, a heat exchanger with a steam drum, and an intermediate superheater or superheater.
  • the individual pressure parts 11, 12, 13 are connected to individual turbines of the multi-part steam turbine 4 in accordance with the pressure or temperature level. So is the high pressure part 11 with a high pressure steam turbine 5 connected, the medium-pressure part 12 with a medium-pressure steam turbine 6 and the low-pressure part 13 with a low-pressure steam turbine 7.
  • the individual steam turbines 5, 6, 7 are each connected to one another by a shaft, the gas turbine 8 also having a coupling 9, for example the steam turbine 4 can be connected via this shaft.
  • a generator 10 is mechanically connected to the shaft, so that electrical power can be provided when the rotary movement is carried out.
  • a heat accumulator 20 which has a phase change material 21 which is integrated in the heat accumulator 20.
  • the phase change material 21 is present in the form of individual pieces that are encapsulated in the heat store 20, for example as a bed.
  • thermally treated water for example in the form of steam, can first be removed from the economizer 14 of the medium-pressure part 12 and fed to the heat accumulator 20.
  • the heat accumulator 20 is connected to the economizer 14 of the medium pressure part 12 via a feed line 25, the flow quantity of thermally treated water removed from the medium pressure part 12 being able to be adjusted by means of a feed valve 28.
  • the steam can be removed from the heat accumulator 20, for example to increase the output when the power plant 1 is operating.
  • the steam is supplied to the medium pressure part 12 in the area between the steam drum 15 and the superheater 16 of the medium pressure part 12, for example via a discharge line 26.
  • the amount of steam supplied can in turn be adjusted via a discharge valve 27 in the discharge line 26.
  • the additional amount of steam supplied to the medium-pressure part 12 can enable increased power operation of the steam turbine 4, as a result of which electrical power can be output by the generator 10 to an increased extent.
  • FIG 2 shows a further embodiment of the power plant 1 according to the invention in a schematic circuit view.
  • the basic structure of the water vapor circuit 2 of the power plant 1 is the same as in the embodiment Figure 1 , Only the connection of the heat accumulator 20 is different in that the supply line 25 is connected to the high pressure part 11 rather than the medium pressure part 12. The connection is in this case directly upstream of the superheater 17 of the high-pressure part 11.
  • the heat accumulator 20 can be charged with steam at a significantly higher temperature level as well as pressure level. This in turn results in a higher energy content in the heat accumulator 20, so that when discharging via the discharge line 26 into the medium-pressure part 12, comparatively more energy can be dissipated to increase the performance of the steam turbine 4.
  • FIG 3 shows a further embodiment of the power plant 1 according to the invention, the basic structure of the water vapor circuit 2 in turn essentially the same as the previous embodiments.
  • the heat accumulator 20, is designed as a vapor pressure accumulator, in which a sparger 32 is arranged, via which the steam supplied via the feed line 25 from the high-pressure part 11 can be distributed relatively evenly.
  • the steam required to charge the heat accumulator 20 is removed from the superheater 17 of the high-pressure part 11.
  • the power plant 1 After removal of high-pressure steam from the water vapor circuit 2 and supplying it to the heat store 20, some portions of the steam typically condense, which can be fed to the low-pressure part 13 via the return line 24.
  • the power plant 1 also has a flash tank 30, which is also connected to the return line 24.
  • a steam line 31 leads out of the flash tank 30 and is connected to the steam drum of the low-pressure part 13.
  • the liquid condensate in the flash tank 30 can also be fed to the steam drum of the low-pressure part 13, but in an area in which the liquid phases of the water are accumulated.
  • a water supply line 33 is also provided, which can discharge thermally treated water from the economizer of the medium pressure part 12. The amount of water carried here is adjusted via a water supply valve 34 in the water supply line 33.
  • the vapor accumulated in the heat accumulator 20 is fed to a steam superheater 40 via a flash valve, which is not provided with reference numerals, which is designed approximately as a storage box.
  • the water vapor emerging from this steam superheater 40 is then fed to the medium-pressure steam turbine 6 of the steam turbine 4.
  • the water vapor circuit has a bypass line 35 which connects the steam from the steam superheater 40 removed steam mixes with steam from the superheater 17 of the high-pressure part 11.
  • the steam superheater 40 is preferably also designed as a heat accumulator with phase change material, the thermal loading of this steam superheater 40 being essentially comparable to the charging of the heat accumulator 20.
  • the required line sections or method steps are not described further in the present application, but are understandable to the person skilled in the art.

Landscapes

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

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Kraftwerk mit einem Wasserdampfkreislauf, welcher im Bereich eines Abhitzedampferzeugers mit thermischer Energie zur Dampfbereitung versorgbar ist, sowie ein Verfahren zum Betreiben eines solchen Kraftwerks.
  • Der heutige Energiemarkt erfordert Kraftwerke, die einen flexiblen Betrieb erlauben, um neben verhältnismäßig schnellen An- und Abfahrzeiten gleichzeitig auch einen großen Leistungsbereich abdecken zu können. Insbesondere da in den elektrischen Versorgungsnetzen große Fluktuationen von angebotenen und nachgefragten Strommengen vorliegen können, sind solche Kraftwerke, welche schnell Leistung an die Versorgungsnetze abgeben können, bzw. schnell aus diesen entnehmen können, sehr vorteilhaft. Die Kraftwerke sollten zudem einen hohen Leistungsbereich abdecken, um sowohl bei Spitzenlastbetrieb wie auch bei niedrigen Teillastbetrieben Einsatz zu finden.
  • Aufgrund dieses erforderlichen Wechsellastbetriebs ist es mitunter auch notwendig, dass das Kraftwerk zeitweilig in Standby betrieben wird, bzw. vom Netz vollständig entfernt wird. Soll aus diesen Zuständen heraus ein möglichst schnelles Anfahren erfolgen, müssen die Funktionsbauteile des Wasserdampfkreislaufs warm gehalten werden, um die thermische Materialermüdung, insbesondere bei dickwandigen Bauteilen durch thermische Spannungen gering zu halten.
  • Aus dem Stand der Technik sind verschiedene Verfahren bekannt, um thermische Energie in einem Kraftwerksprozess zu speichern, und wieder in den Kraftwerksprozess zurück zu führen. Die WO 2014/026784 A1 offenbart beispielsweise eine Kraftwerksanordnung mit einer Hochtemperatur-Speichereinheit, die Betriebstemperaturen von über 600°C erfordert. Die DE 10 2012 108 733 A1 beschreibt darüber hinaus ein System zur Erzeugung von Heißwasser oder Dampf durch einen Hochtemperaturspeicher für den Einsatz in einem Gasturbinenkraftwerk, bei dem sich in dem Hochtemperaturspeicher ein Speichermaterial befindet. Aus der EP 2 759 680 A1 ist ein Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter Flexibilität bekannt, wobei ein Wärmespeicher und ein Behältnis vorgesehen sind, sodass heißes Wasser aus dem Behältnis der Gasturbine im Betrieb zur Leistungserhöhung zugeführt werden kann. Die US 2014/0165572 A1 offenbart überdies eine Vorwärmvorrichtung für Brenngas für eine Gasturbine, durch gespeicherte, thermische Energie.
  • Die US 2015/027122 A1 offenbart ein Energiespeicherkraftwerk mit einem Wasserdampfkreislauf, welcher im Bereich eines Abhitzedampferzeugers mit thermischer Energie zur Dampfbereitung versorgbar ist, wobei der Wasserdampfkreislauf im Bereich des Abhitzedampferzeugers einen Hochdruckteil und einen Mitteldruckteil umfasst, und wobei weiterhin ein ein Phasenwechselmaterial aufweisender Wärmespeicher umfasst ist.
  • Bisher ist es bei der Bereitstellung von Spitzenlasten etwa durch kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke üblich, die Gasturbine zu überfeuern, die Verdichterleitschaufeln stark zu öffnen oder auch eine Wassereindüsung in den Ansaugluftkanal (sog. wet compression) bzw. eine Dampfeindüsung in die Brennkammer der Gasturbine (sog. power augmentation) vorzunehmen. Herrschen verhältnismäßig hohe Außentemperaturen vor, kann die Leistungssteigerung auch dadurch erreicht werden, dass die Ansaugluft für die Gasturbine mit Verdunstungskühlern oder Kältemaschinen (sog. Chillern) abgekühlt wird. Ebenso kann der Abhitzedampferzeuger (AHDE) mit einer zusätzlichen Feuerung ausgestattet werden, um weitere thermische Energie in den Wasserdampfkreislauf einzubringen.
  • Bei reinen Dampfkraftwerken ist es darüber hinaus üblich, bei der Dampferzeugung eine Leistungsreserve von bis zu 5% der Spitzenlast vorzuhalten. Wird die Spitzenlast dann nachgefragt, kann eine entsprechende Leistungssteigerung angeboten werden.
  • Ist ein thermisches Kraftwerk abgeschaltet, dient bspw. im Falle eines Dampfkraftwerks oftmals Hilfsdampf aus einem Hilfsdampferzeuger oder einer Nachbaranlage zur Warmhaltung der Funktionsbauteile in dem Wasserdampfkreislauf. Die Hilfsdampfdrücke sind jedoch verhältnismäßig niedrig, was wiederum die Temperaturen zum Warmhalten nach oben hin stark begrenzt. Außerdem benötigt der Hilfsdampferzeuger in der Regel relativ teures Erdgas bzw. elektrische Energie zur Bereitstellung der erforderlichen Energiemengen, wodurch dieses Verfahren wirtschaftliche Nachteile aufweist.
  • Aufgrund dieser Nachteile ist es erforderlich, eine weitergehende technische Kraftwerkslösung vorzuschlagen, welche nicht nur die Flexibilisierung des Kraftwerks gewährleistet, sondern auch eine geeignete Warmhaltung der thermischen Funktionsbauteile ermöglicht während das Kraftwerk sich in einem Standby-Betrieb befindet bzw. abgeschaltet wurde.
  • Diese der Erfindung zugrundeliegenden Aufgaben werden gelöst durch ein Kraftwerk gemäß Anspruch 1 sowie durch ein Verfahren zum Betreiben eines solchen vorab wie auch nachfolgend beschriebenen Kraftwerks gemäß Anspruch 11.
  • Insbesondere werden die der Erfindung zugrundliegenden Aufgaben gelöst durch ein Kraftwerk mit einem Wasserdampfkreislauf, welcher im Bereich eines Abhitzedampferzeugers mit thermischer Energie zur Dampfbereitung versorgbar ist, wobei der Wasserdampfkreislauf im Bereich des Abhitzedampferzeugers einen Hochdruckteil, einen Mitteldruckteil und einen Niederdruckteil umfasst, und wobei weiterhin ein ein Phasenwechselmaterial (PCM) aufweisender Wärmespeicher umfasst ist, welcher nicht im Bereich des Abhitzedampferzeugers angeordnet ist, wobei zur Versorgung des Wärmespeichers mit thermisch aufbereitetem Wasser eine Zuleitung abgehend vom Hochdruckteil oder dem Mitteldruckteil umfasst ist und eine Ableitung zur Abgabe von thermisch aufbereitetem Wasser aus dem Wärmespeicher, welche in den Mitteldruckteil, den Niederdruckteil oder eine Dampfturbine mündet.
  • Weiterhin werden die der Erfindung zugrundeliegenden Aufgaben gelöst durch ein Verfahren zum Betreiben eines solchen vorab wie nachfolgend beschriebenen Kraftwerks, welches folgende Schritte umfasst:
    • Zuleiten von thermisch aufbereitetem Wasser aus dem Hochdruckteil oder dem Mitteldruckteil an den Wärmespeicher zum Aufladen;
    • Rückführen von flüssigem Wasser mittels der Rückführleitung an das Mitteldruckteil;
    • Unterbrechen der Zuleitung von thermisch aufbereitetem Wasser bei Erreichen eines vorbestimmten Drucks oder einer vorbestimmten Temperatur in dem Wärmespeicher;
    • Ableiten des bevorrateten Wassers in dem Wärmespeicher nach dem Unterbrechen an den Mitteldruckteil, den Niederdruckteil oder die Dampfturbine mittels der Ableitung.
  • Erfindungsgemäß ist also ein energetisches Wärmespeicherkonzept vorgeschlagen, welches in das Kraftwerk integriert ist. Der Wärmespeicher weist zur effizienten thermischen Energiebevorratung ein Trägermedium auf, welches nur verhältnismäßig geringe Volumenänderungen beim Ein- bzw. Ausspeichern der thermischen Energie vollführt. Diese Materialien, Phasenwechselmaterialien (PCM), werden in den Wärmespeicher integriert und ermöglichen die Speicherung von relativ großen thermischen Energiemengen auf verhältnismäßig kleinem Raum. Das Phasenwechselmaterial wird in dem Wärmespeicher durch Dampf aus dem Hochdruckteil oder dem Mitteldruckteil versorgt, wodurch sich sowohl das sich in dem Wärmespeicher befindliche Phasenwechselmaterial thermisch auflädt als auch der Wärmespeicher selbst etwa mit Dampf anfüllen lässt.
  • Das thermisch aufgeladene Phasenwechselmaterial gewährleistet hierbei ein weitgehend konstantes Temperaturniveau, soweit der temperaturbedingte Phasenwechsel in dem Phasenwechselmaterial noch nicht abgeschlossen ist. Die thermischen Eigenschaften von Phasenwechselmaterialen sind dem Fachmann hinlänglich bekannt.
  • Das Phasenwechselmaterial kann in dem Wärmespeicher etwa in gekapselter Form vorliegen, z. B. kugelförmig, eiförmig, pelletförmig, in Form von kurzen oder langen Stangen, etc., und ist von dem Wasserdampf aus dem Hochdruckteil bzw. dem Mitteldruckteil umgeben bzw. wird von diesem umströmt. Es kann also ein direkter Kontakt zwischen dem Wasserdampf und dem möglicherweise verkapselten Phasenwechselmaterial erfolgen.
  • An dieser Stelle ist darauf hinzuweisen, dass der Hochdruckteil, der Mitteldruckteil und der Niederdruckteil des Wasserdampfkreislaufs sich voneinander aufgrund der vorherrschenden Temperaturen bzw. des Druckniveaus im Wasserdampfkreislauf unterscheiden. Niederdruckteil, Mitteldruckteil wie Hochdruckteil können alle einen eigenen Druckkessel, einen eigenen Economizer, einen eigenen Wärmetauscher sowie einen eigenen Überhitzer bzw. Zwischenüberhitzer aufweisen. Die Begriffe Hochdruckteil, Mitteldruckteil sowie auch Niederdruckteil sind allgemeine Fachbegriffe und werden in der Kraftwerkstechnik hinlänglich verwendet. Insbesondere ist darauf hinzuweisen, dass diese Begriffe nicht austauschbar verwendbar sind.
  • Aufgrund der Bevorratung von thermischer Energie, insbesondere in Verbindung mit thermisch aufbereitetem oder aufbereitbarem Wasserdampf können somit Lastwechsel des Kraftwerks unterstützt werden. Insbesondere bei Spitzenlastbetrieb kann Wasserdampf mit einem hohen Energieinhalt aus dem Wärmespeicher entnommen bzw. in diesem aufbereitet werden und zur elektrischen Stromerzeugung der Dampfturbine zugeführt werden. Aufgrund des zusätzlichen Dampfes steht zur Energieerzeugung relativ vermehrt thermische Energie bereit, welche in der Dampfturbine umgesetzt werden kann.
  • Ebenfalls kann beispielsweise Dampf aus dem Wärmespeicher entnommen bzw. in diesem aufbereitet werden, wenn die Funktionsbauteile des Wasserdampfkreislaufs warmgehalten werden sollen, ohne dass jedoch etwa der Abhitzedampferzeuger regulär oder überhaupt befeuert würde. Mit anderen Worten kann das Kraftwerk sich etwa im Standby-Betrieb befinden bzw. abgeschaltet sein, wobei dennoch thermische Energie aus dem Wärmespeicher für die Warmhaltung der thermischen Funktionsbauteile des Wasserdampfkreislaufs zur Verfügung stehen kann.
  • Aufgrund der hohen speicherbaren thermischen Energiedichte in dem Wärmespeicher, welche durch die Verwendung des Phasenwechselmaterials ermöglicht wird, kann energetisch besonders vorteilhaft eine Warmhaltung erreicht werden. Ein elektrisch bzw. ein Brennstoff betriebener Hilfsdampferzeuger ist damit nicht mehr notwendig. Da das Phasenwechselmaterial, nach seiner Aufladung, über verhältnismäßig lange Zeiträume auch ein weitgehend gleichbleibendes Temperaturniveau bereitstellen kann, kann auch der Wasserdampf in dem Wärmespeicher, welcher mit dem Phasenwechselmaterial in thermischer Wechselwirkung steht, auf einem weitgehend gleichen Temperaturniveau gehalten werden. Dies wiederum gewährleistet ein zeitlich langes Versorgen der thermischen Funktionsbauteile des Wasserdampfkreislaufs mit thermisch konditioniertem Wasser aus dem Wärmespeicher.
  • Gemäß einer ersten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks ist vorgesehen, dass der Wärmespeicher als Druckbehälter ausgeführt ist, in welchem das Phasenwechselmaterial angeordnet ist. Das Phasenwechselmaterial kann hierbei in vereinzelten Stücken vorliegen, so dass es beim Beladen des Wärmespeichers mit thermisch aufbereitetem Wasser bzw. Wasserdampf direkt in Kontakt ist. Alternativ kann auch das Phasenwechselmaterial etwa auch um den Druckbehälter herum angeordnet sein, so dass die Wärmeübertragung zwischen Phasenwechselmaterial und Wasser bzw. Wasserdampf über die Seitenwandungen des Wärmespeichers erfolgt. Das Phasenwechselmaterial sorgt für eine Erhöhung der Wärmekapazität des Wärmespeichers und damit für eine verhältnismäßig kleinere Bauart.
  • Das Phasenwechselmaterial ist natürlich an die gewünschten bzw. vorherrschenden Temperaturen in dem Wärmespeicher geeignet angepasst. In anderen Worten liegt der Temperaturbereich des Phasenwechsels des Phasenwechselmaterials nahe oder an der erforderlichen bzw. gewünschten Speichertemperatur in dem Wärmespeicher. Dies gilt natürlich auch für alle Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Kraftwerks.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass der Wärmespeicher einen Sparger aufweist, über welchen das thermisch aufbereitete Wasser aus der Zuleitung in den Wärmespeicher verteilt werden kann. Ein Sparger ist hierbei im Wesentlichen ein Leitungsverbund, welcher zahlreiche kleine Öffnungen aufweist, über welche das thermisch aufbereitete Wasser in den Wärmespeicher verteilt werden kann. Der Sparger gewährleistet bei Einbringung des thermisch aufbereiteten Wassers in den Wärmespeicher eine möglichst gleichmäßige Beaufschlagung aller Bereiche des Wärmespeichers mit thermischer Energie, wodurch insbesondere die Einspeicherraten erhöht werden können.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass der Wärmespeicher mindestens eine Druckmesseinrichtung und/oder eine Temperaturmesseinrichtung aufweist. Die Beladung sowie auch die Entladung des Wärmespeichers kann damit temperaturabhängig bzw. druckabhängig erfolgen. Dazu kann das Kraftwerk zudem auch noch etwa ein Regelventil in der Zuleitung wie auch in der Ableitung umfassen, welche die erforderlichen Flüsse bzw. Drücke einzustellen erlauben. Mit Hilfe einer weitergehenden geeigneten Regelung kann so der Wärmespeicher druck- bzw. temperaturabhängig be- und entladen werden. Eine derartige Reglung kann in die Leittechnik des Kraftwerks integriert sein.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass in die Ableitung ein Flash-Tank geschaltet ist, welcher eine Trennung von dampfförmigem und flüssigem Wasser ermöglicht. Über den Flash-Tank können so etwa dampfförmige Anteile des abgeleiteten Wassers abgetrennt und möglicherweise erneut dem Wasserdampfkreislauf zur weitergehenden Nutzung zugeführt werden. Insbesondere kann ein derartiger dampfförmiger Anteil in den Niederdruckteil des Wasserdampfkreislaufs eingeleitet werden, um für eine weitergehende Nutzung bereitzustehen.
  • Entsprechend einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass die Zuleitung von einem Economizer oder von einer Dampftrommel des Mitteldruckteils abgeht. Demensprechend kann der Wärmespeicher mit verhältnismäßig günstig thermisch aufbereitetem Wasser versorgt werden, wodurch eine Aufladung des Wärmespeichers bei relativ geringen Kosten erfolgen kann.
  • Alternativ hierzu ist es auch denkbar, dass die Zuleitung von einem Economizer oder einem Überhitzer des Hochdruckteils abgeht. Da der Hochdruckteil Wasser bei deutlich höherem Druck bzw. höherer Temperatur bereitstellt, ist diese Ausführungsform im Vergleich zu vorhergehenden wirtschaftlich weniger vorteilhaft, erlaubt jedoch den Wärmespeicher auf einen höheren Druck bzw. ein höheres Temperaturniveau aufzuladen. Ebenfalls kann das in dem Wärmespeicher möglicherweise bevorratete thermisch konditionierte Wasser über einen längeren Zeitraum noch nutzbar bereitgehalten werden.
  • Weiterhin ist es denkbar, dass eine Rückführleitung vorgesehen ist, welche einerseits mit dem Wärmespeicher fluidtechnisch verschaltet ist und andererseits in das Mitteldruckteil an einem Ort mündet, an welchem flüssiges Wasser geführt wird. Bevorzugt ist dieser Ort die Dampftrommel oder die Speisewasserleitung. Über die Rückführleitung kann somit aus dem Wärmespeicher thermisch angereichertes Wasser abgeführt und in den Wasserdampfkreislauf erneut eingeleitet werden. Insbesondere bei erstmaligem Aufladen des Wärmespeichers, bei welchem eine Dampfkondensation erfolgt, ist es wünschenswert, die kondensierten Anteile wieder in den Wasserdampfkreislauf zurückzuführen, insbesondere an einen Ort, an welchem ebenfalls flüssiges Wasser geführt wird. Dies ist insbesondere im Mitteldruckteil im Bereich der Dampftrommel oder Speisewasserleitung möglich.
  • In einer alternativen Ausführungsform der Erfindung kann vorgesehen sein, dass weiterhin eine Rückführleitung vorgesehen ist, welche einerseits mit dem Wärmespeicher fluidtechnisch verschaltet ist und andererseits in einen Flash-Tank mündet, von welchem eine Dampfleitung in das Niederdruckteil führt. Zusätzlich kann auch etwa noch eine Flüssigkeitsleitung in den Niederdruckteil an einer Stelle münden, an welcher flüssiges Wasser geführt wird. Aufgrund der Trennung von dampfförmigen und flüssigen Anteilen in dem Flash-Tank kann so der Niederdruckteil mit dampfförmigen sowie auch mit flüssigen Anteilen des thermisch konditionierten Wassers versorgt werden. Die Nutzung des Flash-Tanks erfordert also keine phasenspezifische Rückführung von thermisch konditioniertem Wasser in der Rückführleitung, da die dampfförmige Phase von der flüssigen Phase in dem Flash-Tank abgetrennt werden kann. Infolgedessen kann etwa Nassdampf aus dem Wärmespeicher über die Rückführleitung an das Niederdruckteil zurückgeführt werden.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass das Kraftwerk weiterhin einen Dampfüberhitzer aufweist, welcher in die Ableitung stromab des Wärmespeichers geschaltet ist und ebenfalls ein Phasenwechselmaterial aufweist. Der Dampfüberhitzer kann hierbei beispielsweise auch wie der Wärmespeicher als eine Kombination von Dampfspeicher und integriertem Phasenwechselmaterial ausgebildet sein. Eine beispielhafte Ausbildung weist etwa die Form einer Speicherbox auf, die in einen Standardcontainer integriert ist und geeignete Anschlussstellen für eine Zuleitung bzw. Ableitung aufweist. Die Zuführung von thermisch aufbereitetem Wasserdampf aus dem Wärmespeicher kann hierbei auf unterschiedliche Weise erfolgen. Je nach betrieblicher Anforderung kann etwa die Zuführung so gestaltet sein, dass z. B. erzeugter Sattdampf in die Dampfleitung des Mitteldruckteils vor dem Überhitzer eingeleitet wird oder der überhitze Dampf aus dem Dampfüberhitzer zwischen Zwischenüberhitzer-Heizflächen in die Leitung des Zwischenüberhitzers zugeführt wird. Andere Zuführungsmöglichkeiten sind je nach Erfordernis denkbar. Die Nutzung des Dampfüberhitzers erhöht weiterhin die Flexibilität des Kraftwerks und erlaubt auch überhitzten Dampf in dem Wasserdampfkreislauf kostengünstig zu nutzen.
  • Gemäß einer ersten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb des Kraftwerks ist vorgesehen, dass das Ableiten des bevorrateten Wassers nach einer Anforderung zur Sekundärfrequenzstützung erfolgt und das bevorratete Wasser an dem Mitteldruckteil zwischen der Dampftrommel und dem Überhitzer des Mitteldruckteils abgeleitet wird. Das abgeleitete, thermisch aufbereitete Wasser aus dem Wärmespeicher wird folglich in dem Überhitzer des Mitteldruckteils nochmal thermisch soweit konditioniert, dass Dampf von einem ausreichend hohen Temperaturniveau bereitgestellt werden kann, um den Leistungsbetrieb der Dampfturbine zu erhöhen. Obwohl teilweise thermische Energie aus dem Überhitzungsprozess zur Leistungssteigerung benutzt wird, wird dennoch eine signifikante Menge an thermischer Energie aus dem Wärmespeicher für die Leistungssteigerung abgeführt.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass das Ableiten des bevorrateten Wassers beim Start der Dampfturbine erfolgt und das bevorratete Wasser direkt an die Dampfturbine abgeleitet wird, ohne zunächst dem Mitteldruckteil oder dem Niederdruckteil des Kraftwerks zugeleitet zu werden. Bevorzugt wird hierbei also das abgeleitete Wasser nochmal thermisch weiter aufbereitet, indem etwa ein weiterer, zweiter Wärmespeicher bzw. Dampfüberhitzer bereitgestellt wird, der in die Ableitung geschaltet ist und nochmals an das abgeleitete Wasser thermische Energie abgibt. Ein solcher zweiter Wärmespeicher kann beispielsweise auch als Wärmespeicher mit Phasenwechselmaterial ausgebildet sein.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens kann vorgesehen sein, dass das Ableiten des bevorrateten Wassers bei einem Bereitschaftszustand der Dampfturbine erfolgt, zu welchem die Dampfturbine keine Leistung abgibt. Das abgeleitete Wasser wird bevorzugt wieder mit einem zweiten Wärmespeicher nochmals thermisch aufbereitet und einer Zwischenüberhitzung zugeführt. Die Dampfturbine befindet sich hierbei etwa im Standby-Betrieb oder ist möglicherweise auch vollständig vom Netz entfernt. Durch die Ableitung des im Wärmespeicher bevorrateten Wassers können somit die thermischen Funktionsbauteile des Wasserdampfkreislaufs warmgehalten werden, wobei etwa auch ein Mindestdruck bereitgestellt werden kann. Dies wiederum fördert nicht nur die schnelle Einsatzbereitschaft des Wasserdampfkreislaufes, sondern es werden auch thermische Materialermüdung vermindert.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens ist vorgesehen, dass das Ableiten des bevorrateten Wassers bei Normallast der Dampfturbine erfolgt und das bevorratete Wasser an den Mitteldruckteil zur weiteren Leistungserhöhung abgeleitet wird. Das abgeleitete Wasser dient also zur Spitzenlastabdeckung.
  • Nachfolgend soll die Erfindung anhand einzelner Figuren im Detail näher beschrieben werden. Hierbei ist darauf hinzuweisen, dass die in den Figuren mit gleichen Bezugszeichen versehenden technischen Merkmale gleiche Wirkungsweisen zeigen.
  • Weiterhin ist darauf hinzuweisen, dass die Figuren lediglich schematisch zu verstehen sind und insbesondere keinerlei Einschränkungen hinsichtlich der Ausführbarkeit daraus resultieren kann.
  • Es ist auch anzumerken, dass die nachfolgend beschriebenen technischen Merkmale in beliebiger Kombination miteinander wie auch in beliebiger Kombination mit den vorab beschriebenen Ausführungsformen der Erfindung beansprucht werden, soweit die daraus resultierende Lösung die der Erfindung zugrundeliegende Aufgabe lösen kann.
  • Hierbei zeigen:
    • FIG 1
    eine schematische Schaltansicht einer ersten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1;
    FIG 2
    eine zweite Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1 in schematischer Schaltansicht;
    FIG 3
    eine darüber hinaus gehende dritte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1 in schematischer Schaltansicht;
    FIG 4
    eine flussdiagrammatische Darstellung einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Betreiben eines Kraftwerks.
  • FIG 1 zeigt eine schematische Schaltansicht einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1, in welchem über einen Abhitzedampferzeuger 3 Wasser in einen Wasserdampfkreislauf 2 thermisch aufbebreitet wird, um nachfolgend dessen thermische Energie mittels einer Dampfturbine 4 in drehmechanische Energie umzusetzen. Der Abhitzedampferzeuger 3 wird insbesondere über das Abgas einer Gasturbine 8 mit thermischer Energie versorgt, wobei die Bereiche des Wasserdampfkreislaufs 2, welche strömungstechnisch näher an der Gasturbine angeordnet sind, eine höhere Temperatur aufweisen. Innerhalb des Abhitzedampferzeugers 3 können die einzelnen Wärmetauscher 3 unterschiedlichen Bereichen zugeordnet werden. Der Bereich, welcher die höchsten Temperaturen und Drücke aufweist, ist der Hochdruckteil 11, der Teil, welcher die nachfolgend höheren Drücke und Temperaturen aufweist, ist der Mitteldruckteil 12 sowie der dritte Teil, der Niederdruckteil 13, weist die geringsten Drücke bzw. Temperaturen auf. Sowohl der Hochdruckteil 11 wie der Mitteldruckteil 12, als auch der Niederdruckteil 13 können einen Economizer aufweisen, einen Wärmetauscher mit Dampftrommel wie auch einen Zwischenüberhitzer oder Überhitzer. Die einzelnen Druckteile 11, 12, 13 sind entsprechend des Druck- bzw. Temperaturniveaus mit einzelnen Turbinen der mehrteiligen Dampfturbine 4 verbunden. So ist der Hochdruckteil 11 mit einer Hochdruck-Dampfturbine 5 verbunden, der Mitteldruckteil 12 mit einer Mitteldruck-Dampfturbine 6 wie auch der Niederdruckteil 13 mit einer Niederdruck-Dampfturbine 7. Die einzelnen Dampfturbinen 5, 6, 7 sind jeweils durch eine Welle miteinander verbunden, wobei auch die Gasturbine 8 etwa über eine Kupplung 9 mit der Dampfturbine 4 über diese Welle verbunden sein kann. Gleichsam ist ein Generator 10 mit der Welle mechanisch verbunden, so dass bei Ausführen der Drehbewegung elektrische Leistung bereitgestellt werden kann.
  • Weiterhin ist ein Wärmespeicher 20 umfasst, welcher ein Phasenwechselmaterial 21 aufweist, das in den Wärmespeicher 20 integriert ist. Insbesondere ist das Phasenwechselmaterial 21 in Form von Einzelstücken, die verkapselt sind, in dem Wärmespeicher 20 etwa als Schüttung vorliegend. Zur thermischen Aufladung des Wärmespeichers 20 zusammen mit dem darin befindlichen Phasenwechselmaterial 21 kann aus dem Economizer 14 des Mitteldruckteils 12 zunächst thermisch aufbereitetes Wasser etwa in Form von Dampf entnommen werden und dem Wärmespeicher 20 zugeführt werden. Hierzu ist der Wärmespeicher 20 mit dem Economizer 14 des Mitteldruckteils 12 über eine Zuleitung 25 verbunden, wobei mittels eines Zuleitungsventils 28 die Strömungsmenge an aus dem Mitteldruckteil 12 entnommenen thermisch aufbereitetem Wasser eingestellt werden kann. Während des Aufladevorgangs im Wärmespeicher 20 erfolgt normalerweise Kondensation des Dampfes, welcher sich etwa als flüssiges Wasser am Boden des Wärmespeichers 20 absetzt. Das kondensierte Wasser, welches dennoch weiterhin einen hohen thermischen Wärmeinhalt aufweist, kann aus dem Wärmespeicher 20 mittels einer Rückführleitung 24 wieder in die Dampftrommel 15 des Mitteldruckteils 12 zurückgeführt werden. Dort kann das rückgeführte Wasser erneut einer thermischen Aufbereitung im Abhitzedampferzeuger 3 zugeführt werden. Der Verlust von Wasser aus dem Wasserdampfkreislauf 2 kann folglich vermieden werden.
  • Ist der Wärmespeicher 20 etwa vollständig aufgeladen, d. h. das Volumen des Wärmespeichers 20 ist etwa mit Dampf gefüllt, wobei das Phasenwechselmaterial 21 ebenfalls vollständig aufgeladen vorliegt, kann der Dampf etwa zur Leistungssteigerung bei Betrieb des Kraftwerks 1 aus dem Wärmespeicher 20 wieder entnommen werden. Hierbei wird der Dampf etwa über eine Ableitung 26 dem Mitteldruckteil 12 im Bereich zwischen der Dampftrommel 15 sowie dem Überhitzer 16 des Mitteldruckteils 12 zugeführt. Die Menge an zugeführtem Dampf kann wiederrum über ein Ableitungsventil 27 in der Ableitung 26 eingestellt werden.
  • Ist nun beispielsweise bei Spitzenlastbetrieb eine erhöhte Abgabe von elektrischer Energie erforderlich, kann die zusätzlich dem Mitteldruckteil 12 zugeführte Dampfmenge einen erhöhten Leistungsbetrieb der Dampfturbine 4 ermöglichen, wodurch vermehrt elektrische Leistung durch den Generator 10 abgegeben werden kann.
  • FIG 2 zeigt eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1 in schematischer Schaltansicht. Hierbei gleicht der grundlegende Aufbau des Wasserdampfkreislaufs 2 des Kraftwerks 1 der Ausführungsform gemäß Figur 1. Lediglich die Verschaltung des Wärmespeichers 20 ist insofern unterschiedlich, als dass die Zuleitung 25 nicht mit dem Mitteldruckteil 12 sondern dem Hochdruckteil 11 verschalten ist. Die Verschaltung liegt hierbei unmittelbar stromauf des Überhitzers 17 des Hochdruckteils 11 vor. Infolgedessen kann der Wärmespeicher 20 mit Dampf auf einem deutlich höheren Temperaturniveau wie auch Druckniveau aufgeladen werden. Dies wiederum resultiert in einem höheren Energieinhalt in dem Wärmespeicher 20, so dass bei Entladung über die Ableitung 26 in den Mitteldruckteil 12 vergleichsweise mehr Energie zur Leistungssteigerung der Dampfturbine 4 abgeführt werden kann.
  • FIG 3 zeigt eine weitergehende Ausführungsform des erfindungsgemäßen Kraftwerks 1, dessen grundlegender Aufbau des Wasserdampfkreislaufs 2 wiederrum den vorhergehenden Ausführungsformen im Wesentlichen gleicht. Der Wärmespeicher 20 hingegen ist als Dampfdruckspeicher ausgeführt, in welchem ein Sparger 32 angeordnet ist, über welchen der über die Zuleitung 25 zugeführte Dampf aus dem Hochdruckteil 11 verhältnismäßig gleichmäßig verteilt werden kann. Der zum Laden des Wärmespeichers 20 erforderliche Dampf wird hierbei aus dem Überhitzer 17 des Hochdruckteils 11 entnommen.
  • Nach Entnahme von Hochdruckdampf aus dem Wasserdampfkreislauf 2 und Zuleiten in den Wärmespeicher 20 kommt es typischerweise zu einer Kondensation einiger Anteile des Dampfes, wobei diese über die Rückführleitung 24 dem Niederdruckteil 13 zugeleitet werden können. Zur Trennung der dampfförmigen Anteile wie der flüssigen Anteile vor Zuführung an den Niederdruckteil 13 weist das Kraftwerk 1 noch einen Flash-Tank 30 auf, der ebenfalls in die Rückführleitung 24 verschaltet ist. Aus dem Flash-Tank 30 führt eine Dampfleitung 31 ab, die mit der Dampftrommel des Niederdruckteils 13 verschaltet ist. Gleichzeitig kann das flüssige Kondensat in dem Flash-Tank 30 ebenfalls der Dampftrommel des Niederdruckteils 13 zugeführt werden, jedoch in einem Bereich, in welchem die flüssigen Phasen des Wassers angesammelt ist.
  • Zur weitergehenden thermischen Beladung des Wärmespeichers ist auch eine Wasserzuleitung 33 vorgesehen, welche thermisch aufbereitetes Wasser aus dem Economizer des Mitteldruckteils 12 abführen kann. Die Menge des hierbei geführten Wassers wird über ein Wasserzuleitungsventil 34 in der Wasserzuleitung 33 eingestellt.
  • Bei Entnahme von thermischer Energie aus dem Wärmespeicher 20 wird der in dem Wärmespeicher 20 angesammelte Dampf über ein nicht weiter mit Bezugszeichen versehenes Flash-Ventil einem Dampfüberhitzer 40 zugeführt, welcher etwa als Speicherbox ausgebildet ist. Der aus diesem Dampfüberhitzer 40 austretende Wasserdampf wird anschließend der Mitteldruck-Dampfturbine 6 der Dampfturbine 4 zugeleitet. Um den aus dem Dampfüberhitzer 40 entnommenen Dampf noch weitergehende thermische Energie zuzuführen, weist der Wasserdampfkreislauf eine Bypassleitung 35 auf, welche den aus dem Dampfüberhitzer 40 abgeführten Dampf mit Dampf aus dem Überhitzer 17 des Hochdruckteils 11 mischt. Der Dampfüberhitzer 40 ist bevorzugt ebenfalls als Wärmespeicher mit Phasenwechselmaterial ausgebildet, wobei die thermische Beladung dieses Dampfüberhitzers 40 im Wesentlichen vergleichbar erfolgt wie die Ladung des Wärmespeichers 20. Die erforderlichen Leitungsabschnitte bzw. Verfahrensschritte sind in der vorliegenden Anmeldung nicht weiter beschrieben, jedoch dem Fachmann verständlich.
  • FIG 4 zeigt eine Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Betreiben eines vorab beschriebenen Kraftwerks, welches folgende Schritte umfasst:
    • Zuleiten von thermisch aufbereitetem Wasser aus dem Hochdruckteil (11) oder dem Mitteldruckteil (12) an den Wärmespeicher (20) zum Aufladen (erster Verfahrensschritt 101);
    • Rückführen von flüssigem Wasser mittels der Rückführleitung (24) an das Mitteldruckteil (12) (zweiter Verfahrensschritt 102);
    • Unterbrechen der Zuleitung von thermisch aufbereitetem Wasser bei Erreichen eines vorbestimmten Drucks oder einer vorbestimmten Temperatur in dem Wärmespeicher (20) (dritter Verfahrensschritt 103);
    • Ableiten des bevorrateten Wassers in dem Wärmespeicher nach dem Unterbrechen an den Mitteldruckteil (12), den Niederdruckteil (13) oder die Dampfturbine (4) mittels der Ableitung (26) (vierter Verfahrensschritt 104).
  • Weitere Ausführungsformen ergeben sich aus den Unteransprüchen.

Claims (15)

  1. Kraftwerk (1) mit einem Wasserdampfkreislauf (2), welcher im Bereich eines Abhitzedampferzeugers (3) mit thermischer Energie zur Dampfbereitung versorgbar ist, wobei der Wasserdampfkreislauf (2) im Bereich des Abhitzedampferzeugers (3) einen Hochdruckteil (11), einen Mitteldruckteil (12) und einen Niederdruckteil (13) umfasst, und wobei weiterhin ein ein Phasenwechselmaterial (21) aufweisender Wärmespeicher (20) umfasst ist, welcher nicht im Bereich des Abhitzedampferzeugers (3) angeordnet ist, wobei zur Versorgung des Wärmespeichers (20) mit thermisch aufbereitetem Wasser eine Zuleitung (25) abgehend vom Hochdruckteil (11) oder dem Mitteldruckteil (12) umfasst ist und eine Ableitung (26) zur Abgabe von thermisch aufbereitetem Wasser aus dem Wärmespeicher (20), welche in den Mitteldruckteil (12), den Niederdruckteil (13) oder eine Dampfturbine (4) mündet.
  2. Kraftwerk nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmespeicher (20) als Druckbehälter ausgeführt ist, in welchem das Phasenwechselmaterial (21) angeordnet ist.
  3. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmespeicher (20) einen Sparger (32) aufweist, über welchen das thermisch aufbereitete Wasser aus der Zuleitung (25) in dem Wärmespeicher (20) verteilt werden kann.
  4. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmespeicher (20) mindestens eine Druckmesseinrichtung und/oder eine Temperaturmesseinrichtung aufweist.
  5. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass in die Ableitung (26) ein Flash-Tank (30) geschaltet ist, welcher eine Trennung von dampfförmigen und flüssigem Wasser ermöglicht.
  6. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass die Zuleitung (25) von einem Economizer (14) oder von einer Dampftrommel (15) des Mitteldruckteils (12) abgeht.
  7. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 5,
    dadurch gekennzeichnet, dass die Zuleitung (25) von einem Economizer (14) oder einem Überhitzer (17) des Hochdruckteils (11) abgeht.
  8. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin eine Rückführleitung (24) vorgesehen ist, welche einerseits mit dem Wärmespeicher (20) fluidtechnisch verschaltet ist, und andererseits in das Mitteldruckteil (12) an einem Ort mündet, an welchem flüssiges Wasser geführt wird.
  9. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 7,
    dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin eine Rückführleitung (24) vorgesehen ist, welche einerseits mit dem Wärmespeicher (20) fluidtechnisch verschaltet ist, und andererseits in einen Flash-Tank (30) mündet, von welchem eine Dampfleitung (31) in das Niederdruckteil (13) führt.
  10. Kraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk (1) weiterhin einen Dampfüberhitzer (40) aufweist, welcher in die Ableitung (26) geschaltet ist und ebenfalls ein Phasenwechselmaterial (21) aufweist.
  11. Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks nach einem der vorhergehenden Ansprüche, welches folgende Schritte umfasst:
    - Zuleiten von thermisch aufbereitetem Wasser aus dem Hochdruckteil (11) oder dem Mitteldruckteil (12) an den Wärmespeicher (20) zum Aufladen;
    - Rückführen von flüssigem Wasser mittels der Rückführleitung (24) an das Mitteldruckteil (12);
    - Unterbrechen der Zuleitung von thermisch aufbereitetem Wasser bei Erreichen eines vorbestimmten Drucks oder einer vorbestimmten Temperatur in dem Wärmespeicher;
    - Ableiten des bevorrateten Wassers in dem Wärmespeicher nach dem Unterbrechen an den Mitteldruckteil (12), den Niederdruckteil (13) oder die Dampfturbine (4) mittels der Ableitung (26).
  12. Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks nach Anspruch 11, wobei das Ableiten des bevorrateten Wassers nach einer Anforderung zur Sekundärfrequenzstützung erfolgt und das bevorratete Wasser an den Mitteldruckteil (12) zwischen der Dampftrommel (15) und den Überhitzer (16) des Mitteldruckteils (15) abgeleitet wird.
  13. Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks nach Anspruch 11, wobei das Ableiten des bevorrateten Wassers beim Start der Dampfturbine (4) erfolgt und das bevorratete Wasser direkt an die Dampfturbine (4) abgeleitet wird, ohne zunächst dem Mitteldruckteil (12) oder dem Niederdruckteil (13) des Kraftwerks zugeleitet zu werden.
  14. Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks nach Anspruch 11, wobei das Ableiten des bevorrateten Wassers bei einem Bereitschaftszustand der Dampfturbine (4) erfolgt, zu welchem die Dampfturbine (4) keine Leistung abgibt.
  15. Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks nach Anspruch 11, wobei das Ableiten des bevorrateten Wassers bei Normallast der Dampfturbine (4) erfolgt, und das bevorratete Wasser an den Mitteldruckteil (12) zur weiteren Leistungserhöhung abgeleitet wird.
EP17735045.1A 2016-08-04 2017-06-26 Kraftwerk mit wärmespeicher Active EP3469190B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102016214447.2A DE102016214447B4 (de) 2016-08-04 2016-08-04 Kraftwerk mit Phasenwechselmaterial-Wärmespeicher und Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks mit Phasenwechselmaterial-Wärmespeicher
PCT/EP2017/065645 WO2018024409A1 (de) 2016-08-04 2017-06-26 Kraftwerk mit wärmespeicher

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP3469190A1 EP3469190A1 (de) 2019-04-17
EP3469190B1 true EP3469190B1 (de) 2020-02-26

Family

ID=59276715

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP17735045.1A Active EP3469190B1 (de) 2016-08-04 2017-06-26 Kraftwerk mit wärmespeicher

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10794226B2 (de)
EP (1) EP3469190B1 (de)
JP (1) JP6803966B2 (de)
KR (1) KR102165184B1 (de)
CN (1) CN109563746B (de)
DE (1) DE102016214447B4 (de)
ES (1) ES2787031T3 (de)
WO (1) WO2018024409A1 (de)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11709024B2 (en) * 2019-06-12 2023-07-25 Energynest As Thermal energy battery
CN112554964A (zh) * 2020-12-10 2021-03-26 神华福能（福建雁石）发电有限责任公司 汽轮机组及控制方法
WO2024020634A1 (en) * 2022-07-29 2024-02-01 Graphite Energy (Assets) Pty Limited Energy storage and utilisation system

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4089744A (en) * 1976-11-03 1978-05-16 Exxon Research & Engineering Co. Thermal energy storage by means of reversible heat pumping
US4192144A (en) * 1977-01-21 1980-03-11 Westinghouse Electric Corp. Direct contact heat exchanger with phase change of working fluid
JPH06146815A (ja) 1992-11-09 1994-05-27 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン複合発電装置
JPH08260912A (ja) * 1995-03-20 1996-10-08 Toshiba Corp コンバインドサイクル発電プラント
JP2000045713A (ja) 1998-07-27 2000-02-15 Toshiba Corp コンバインドサイクル発電プラント
JP2002106307A (ja) 2000-10-02 2002-04-10 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ハイブリッド型発電装置
JP4445683B2 (ja) * 2001-03-12 2010-04-07 三井造船株式会社 熱エネルギー貯蔵発電方法
EP1992794A1 (de) * 2007-03-06 2008-11-19 Siemens Aktiengesellschaft Kombi-Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betriebsstart einer Kombi-Kraftwerksanlage
US9217566B2 (en) * 2007-03-27 2015-12-22 Boyle Energy Services & Technology, Inc. Method and apparatus for commissioning power plants
JP2009097735A (ja) 2007-10-12 2009-05-07 Toshiba Corp 給水加温システムおよび排熱回収ボイラ
BRPI0919160A2 (pt) * 2008-09-17 2017-02-07 Siemens Concentrated Solar Power Ltd usina de energia térmica solar
JPWO2010070702A1 (ja) 2008-12-16 2012-05-24 社団法人日本銅センター 自然エネルギを利用した動力発生装置
US20120018116A1 (en) * 2010-07-21 2012-01-26 Terrafore, Inc Thermal energy storage system comprising encapsulated phase change material
US20120319410A1 (en) * 2011-06-17 2012-12-20 Woodward Governor Company System and method for thermal energy storage and power generation
ES2525739B1 (es) * 2011-11-08 2015-10-02 Abengoa Solar Llc Almacenamiento de energía térmica de alta temperatura vinculado a la red eléctrica y mejora de planta solar concentrada
DE102012102115A1 (de) * 2012-02-16 2013-08-22 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. Solarthermisches Kraftwerk und Verfahren zum Betreiben eines solarthermischen Kraftwerks
DE102012204081A1 (de) 2012-03-15 2013-09-19 Siemens Aktiengesellschaft Energiespeicherkraftwerk
ES2835740T3 (es) * 2012-04-02 2021-06-23 General Electric Technology Gmbh Sistema de energía termosolar
EP2865045B1 (de) * 2012-08-14 2016-09-28 Siemens Aktiengesellschaft Kraftwerksanordnung mit hochtemperatur-speichereinheit
FR2995005B1 (fr) * 2012-08-29 2018-12-07 Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives Systeme de stockage thermique de vapeur
DE102012108733A1 (de) * 2012-09-18 2014-03-20 Technische Universität Chemnitz System zur Erzeugung von Heißwasser und/oder Dampf mit Hochtemperaturspeicher für den Einsatz in einem Gasturbinenkraftwerk
US9322295B2 (en) * 2012-10-17 2016-04-26 General Electric Company Thermal energy storage unit with steam and gas turbine system
US9376962B2 (en) * 2012-12-14 2016-06-28 General Electric Company Fuel gas heating with thermal energy storage
EP2746656A1 (de) * 2012-12-19 2014-06-25 Siemens Aktiengesellschaft Entwässerung einer Kraftwerksanlage
WO2014096892A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Renault Trucks Engine arrangement comprising a separate heat storage device
EP2759680A1 (de) 2013-01-23 2014-07-30 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter Flexibilität
ES2935581T3 (es) 2013-09-24 2023-03-08 Siemens Energy Global Gmbh & Co Kg Procedimiento para la operación de una unidad de turbina a vapor
US10012113B2 (en) * 2014-03-18 2018-07-03 Vassilios Vamvas Combined cycle plant with thermal energy storage

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
None *

Also Published As

Publication number Publication date
DE102016214447A1 (de) 2018-02-08
WO2018024409A1 (de) 2018-02-08
US10794226B2 (en) 2020-10-06
JP2019527791A (ja) 2019-10-03
DE102016214447B4 (de) 2020-12-24
KR20190034602A (ko) 2019-04-02
US20190301306A1 (en) 2019-10-03
EP3469190A1 (de) 2019-04-17
CN109563746B (zh) 2022-04-26
JP6803966B2 (ja) 2020-12-23
CN109563746A (zh) 2019-04-02
ES2787031T3 (es) 2020-10-14
KR102165184B1 (ko) 2020-10-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2812542B1 (de) Energiespeicherkraftwerk und verfahren zum betreiben eines solchen kraftwerks
EP3025031B1 (de) Verfahren zum betreiben einer dampfturbinenanlage
EP0674099A1 (de) Verfahren zur Kühlung von thermische belasteten Komponenten einer Gasturbogruppe
EP3469190B1 (de) Kraftwerk mit wärmespeicher
EP2288791B1 (de) Betrieb einer gas- und dampfturbinenanlage mittels frequenzumrichter
WO2011020776A2 (de) Solarthermisches kraftwerk mit wärmetauscher in der speisewasservorwärmstrecke und verfahren zum betrieb des kraftwerks
EP2224104B1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerks
EP2898191A2 (de) SYSTEM ZUR ERZEUGUNG VON HEIßWASSER UND/ODER DAMPF MIT HOCHTEMPERATURSPEICHER FÜR DEN EINSATZ IN EINEM GASTURBINENKRAFTWERK
EP1584798B1 (de) Verfahren und Einrichtung zur Erzeugung von Kraft und Wärme
DE102013210430B4 (de) Energiespeichervorrichtung zur Vorwärmung von Speisewasser
EP2657466A2 (de) Fossilbefeuertes Kraftwerk mit Wärmespeicher
EP3080407B1 (de) Dampfspeicherung mit latentwärmespeicher und dampf-thermokompressor
DE102012110579B4 (de) Anlage und Verfahren zur Erzeugung von Prozessdampf
EP2802757A1 (de) Gaskraftwerk
EP3511534A1 (de) Dampfkraftwerk und verfahren zum betreiben eines dampfkraftwerks
EP2708719A1 (de) Erweitertes Gaskraftwerk zur Stromspeicherung
DE19944920B4 (de) Kombikraftwerk mit Einspritzvorrichtung zum Einspritzen von Wasser in den Frischdampf
EP3728800B1 (de) Kraftwerk
EP2138677B1 (de) Gas- und Dampfturbinenanlage
EP2932054B1 (de) Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter flexibilisierung
EP3365534B1 (de) Verfahren zur speisewasservorwärmung eines dampferzeugers eines kraftwerks und dampfkraftwerk zur durchführung des verfahrens
DE102013205053B4 (de) Verfahren zum Betrieb eines einen Wasser-Dampf-Kreislauf aufweisenden Kraftwerks
WO2016162272A1 (de) Turbinenanlage und verfahren zum betreiben einer turbinenanlage
EP2781701A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines solarthermischen Kraftwerks

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: 20190109

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

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

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

Free format text: STATUS: GRANT OF PATENT IS INTENDED

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: F01K 13/02 20060101ALI20191002BHEP

Ipc: F01K 3/00 20060101ALI20191002BHEP

Ipc: F01K 3/06 20060101AFI20191002BHEP

Ipc: F01K 23/10 20060101ALI20191002BHEP

DAV Request for validation of the european patent (deleted)
DAX Request for extension of the european patent (deleted)
INTG Intention to grant announced

Effective date: 20191028

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: 502017004017

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 1237880

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20200315

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

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

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200526

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20200226

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

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

Ref country code: 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: 20200526

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: 20200226

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: 20200527

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: 20200226

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: 20200626

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: 20200226

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

Ref country code: NL

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

Effective date: 20200226

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2787031

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

Effective date: 20201014

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

Ref country code: DK

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

Effective date: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

Ref country code: PT

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

Effective date: 20200719

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502017004017

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R081

Ref document number: 502017004017

Country of ref document: DE

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

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

RAP2 Party data changed (patent owner data changed or rights of a patent transferred)

Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG

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: 20200226

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

26N No opposition filed

Effective date: 20201127

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

Ref country code: SI

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

Effective date: 20200226

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: 20200226

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

Ref country code: LU

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

Effective date: 20200626

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20200630

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: 20200626

Ref country code: FR

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

Effective date: 20200630

Ref country code: CH

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

Effective date: 20200630

Ref country code: LI

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

Effective date: 20200630

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

Ref country code: BE

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

Effective date: 20200630

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

Ref country code: IT

Payment date: 20210625

Year of fee payment: 5

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

Ref country code: GB

Payment date: 20210705

Year of fee payment: 5

Ref country code: ES

Payment date: 20210913

Year of fee payment: 5

Ref country code: DE

Payment date: 20210819

Year of fee payment: 5

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: 732E

Free format text: REGISTERED BETWEEN 20211202 AND 20211209

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

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: 20200226

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 502017004017

Country of ref document: DE

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

Effective date: 20220626

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

Ref country code: GB

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

Effective date: 20220626

Ref country code: DE

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

Effective date: 20230103

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FD2A

Effective date: 20230728

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

Ref country code: IT

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

Effective date: 20220626

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 1237880

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20220626

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

Ref country code: ES

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

Effective date: 20220627

Ref country code: AT

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

Effective date: 20220626