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DE60121679T2 - Regeleinrichtung für eine Dampfturbine, die variable Frequenzregelung erlaubt - Google Patents

Regeleinrichtung für eine Dampfturbine, die variable Frequenzregelung erlaubt Download PDF

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DE60121679T2
DE60121679T2 DE60121679T DE60121679T DE60121679T2 DE 60121679 T2 DE60121679 T2 DE 60121679T2 DE 60121679 T DE60121679 T DE 60121679T DE 60121679 T DE60121679 T DE 60121679T DE 60121679 T2 DE60121679 T2 DE 60121679T2
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DE
Germany
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speed
signal
turbine
gain
steam
Prior art date
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DE60121679T
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Bernd Artur Karl Clifton Park Westphal
David Mark Delanson Stuebner
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General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
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Publication date
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    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01DNON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00Regulating or controlling by varying flow
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    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • GPHYSICS
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    • G05BCONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
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    • G05B13/02Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
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  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Description

  • Diese Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Regeln einer Dampfturbine und auf ein Regelungssystem für eine Dampfturbine. Die Erfindung bezieht sich insbesondere auf einen Turbinendrehzahlregler, der die Rotationsgeschwindigkeit und die Leistungsabgabe (Last) der Turbine insbesondere während ausgedehnter Zeitabschnitte regelt, in denen die Turbine bei einer anderen Frequenz als ihrem normalen Frequenzsollwert (Drehzahlsollwert) arbeiten muss.
  • Industrielle und Leistungsdampfturbinen enthalten Regelungssysteme (Regler bzw. Controller), die den Betrieb der Turbinen überwachen und steuern. Traditionell haben diese Regler einen (auch als „Droop Governor" bezeichneten) Drehzahl/Leistungsregler bzw. Frequenzleistungsregler enthalten, der die Turbine vor der Synchronisation bei einer vorbestimmten Drehzahl (dem „Drehzahlsollwert") hält, eine Überdrehzahlsicherung bzw. -kontrolle für die Turbine und eine Leistungsregelung schafft, wenn die Einheit synchronisiert ist. Der Drehzahl-Leistungsregler erzeugt Steuersignale, die die durch die Turbine strömende Dampfmenge regeln. Die Regelung der Dampfmenge regelt die Leistung im synchronisierten Betrieb, während die Drehzahl der Turbine mit der Frequenz des Elektrizitätsnetzes synchron ist.
  • Die Turbine ist dazu eingerichtet, bei einem bestimmten Nenndrehzahlsollwert zu arbeiten, der so ausgewählt ist, dass er mit der Nennfrequenz des Elektrizitätsversorgungssystems übereinstimmt. Der Frequenzleistungsregler reagiert, wenn die Frequenz des elektrischen Systems von der Nennfrequenz abweicht, indem er die Dampfeinlassventile verstellt, um die Drehzahl der Turbine zurück auf den Nenndrehzahlsollwert zurückzuführen. Wenn die Turbinendrehzahl wesentlich größer als der Nenndrehzahlsollwert ist, schließt der Frequenzleistungsregler die Dampfeinlassventile.
  • Industrielle und Energieerzeugungsdampfturbinen sind gewöhnlich gekoppelt, um große Generatoren anzutreiben, die Elektrizität erzeugen. Große Turbinen-Generator-Einheiten erzeugen z.B. elektrische Energie für Energieversorgungsunternehmen, die die Energie über Energieversorgungsnetze an Haushalte, Gewerbe und andere Energieverbraucher verteilen. Die Elektrizitätsverbraucher benötigen allgemein Elektrizität mit einer konstanten Frequenz, um ihre elektrischen Geräte (wie z.B. Fernsehgeräte und Uhren), Beleuchtungssysteme, Computer, Telekommunikations- und Informationssysteme, Fabrikanlagen und andere elektrische Systeme mit Energie zu versorgen. Die elektrischen Energieversorgungsnetze arbeiten gewöhnlich bei einer vorbestimmten konstanten Frequenz, wie z.B. 50 Hertz (Hz) oder 60 Hz. Um für ein solches Energieversorgungsnetz Energie zu erzeugen, erzeugen die Turbinen-Generator-Einheiten Energie bei einer konstanten Frequenz, z.B. 50 Hz, die zu der Frequenz des Netzes („Lastfrequenz") passt. Der Drehzahlsollwert einer Dampfturbine wird so ausgewählt, dass der Generator zur Erzeugung von Strom bei der von der Last benötigten Frequenz, z.B. 50 Hz, betrieben wird.
  • Regler für Dampfturbinen sind wohlbekannt. Ein beispielhaftes Regelungssystem ist das Turbinenregelungssystem SpeedtronicTM Mark V von General Electric. Der SpeedtronicTM-Regler ist ein Computersystem, das Softwareprogramme ausführt, um die Turbine unter Verwendung von Turbinensensoreingaben und Anweisungen von menschlichen Bedienern zu regeln. Die von dem Regler erzeugten Befehle veranlassen Ventilaktuatoren an der Dampfturbine z.B., die von der Turbine an den Generator abgegebene Leistung zu steuern und/oder zu begrenzen, den Einlassdampfdruck zu der Turbine zu regeln, den Einlassdampfdruck zu der Turbine zu begrenzen, den Entnahmedampfdruck von der Turbine zu regeln, die Dampfeingangssteuerung und die Dampfbypasssteuerung zu regeln, eine isochrone Drehzahlregelung zu schaffen und einen automatischen Übergang zwischen den Betriebsmodi einzuleiten.
  • Konventionelle Dampfturbinenregler führen verschiedene Dampfturbinenregelfunktionen aus, die enthalten:
    • – Sicherstellen, dass die Rotationsgeschwindigkeit und die Beschleunigung der Turbinen-Generator-Einheiten insbesondere während des Hochfahrens und, wenn die Einheit bzw. das Kraftwerk von der Last getrennt wird und anderenfalls zu schnell beschleunigen würde, innerhalb akzeptabler Grenzen liegen.
    • – Regeln der Stellung der Dampfventile, die Dampf in die Turbine eintreten und Dampf aus der Turbine austreten lassen. Die Dampfventilstellungen steuern die Leistungsabgabe und die Drehzahl der Turbine. Der Regler verwendet Signale, die von dem Bediener oder einem automatischen Regelungssystem eingegeben worden sind, um den durch die Turbine strömenden Dampf zu regeln. Allgemein setzt der Bediener einen Drehzahlsollwert für die Turbine fest, und ein Drehzahlleistungsregler hält die Drehzahl der Turbine auf (oder nahe bei) dem Sollwert, wenn die Turbine nicht synchronisiert ist. Wenn die Turbine mit einem Netz synchronisiert ist, hilft der Regler über seine Drehzahlregelungsfunktion dem Elektrizitätsversorgungsnetz, die Nennfrequenz aufrecht zu erhalten.
    • – Steuern des Hochfahrens der Turbinen-Generator-Einheit und ihre Synchronisation mit einem Energieversorgungsnetz. Insbesondere arbeiten Energieversorgungsnetze bei bestimmten elektrischen Frequenzen und Spannungsniveaus. Die Turbinen-Generator-Einheiten müssen mit diesen Netzfrequenzen und Spannungsniveaus synchronisiert werden, bevor die sie mit dem Netz verbunden werden.
    • – Schaffen einer Druckregelung des Dampfes an dem Turbineneinlass, bei der Dampfentnahme und für andere Druckregelungsfunktionen.
    • – Entlasten und Sichern der Turbine, wie z.B. wenn die Turbine von dem Elektrizitätsnetz getrennt und heruntergefahren wird.
    • – Betreiben der Turbine innerhalb bestimmter Grenzen, wie z.B. thermischer Grenzen und Beanspruchungsgrenzen.
    • – Bereitstellen eines Schutzes gegen gefährliche Ereignisse, wie z.B. einen Verlust von Öldruck in Turbinenlagern und starker Schwingungen in den Lagern.
    • – Testen von Ventilen, wie z.B. Dampfeinlass- und Dampfauslassventilen, und anderen lebenswichtigen Turbinenfunktionen.
    • – Schutznotabschaltung bei Überdrehzahl (Auslösung).
  • Konventionell weisen Dampfturbinenregler einen drehzahlgeregelten Frequenzleistungsregler (Droop Governor) auf, der die Frequenzregelung für die Turbinen-Generator-Einheit ausführt. Der Frequenzleistungsregler gleicht Schwankungen der Lastfrequenz aus und hilft dem Netz beim Aufrechterhalten einer relativ konstanten Frequenz (und dementsprechend konstanten Rotationsgeschwindigkeit) der Turbinen-Generator-Einheit. Bei einem relativ großen Lastausfall in dem elektrischen Netz steigt die Netzfrequenz an, und der Frequenzleistungsregler der Dampfturbine schließt die Dampfeinlassventile proportional, um die Netzfrequenz auf ihren Nennwert zu reduzieren. Zum Beispiel führt bei Verwendung einer Frequenzregelung von 5% ein Anstieg der Frequenz von 1% über ihren Nennwert zu einem Schließen der Dampfeinlasssteuerventile um 20%. Bei weit offenen Einlasssteuerventilen und Nennfrequenz führt ein Frequenzanstieg der Turbinendrehzahl um 5% zu einem vollständigen Schließen der Einlasssteuerventile.
  • Nachdem die Turbinen-Generator-Einheit einmal mit dem Netz synchronisiert worden ist, ist ihre Rotationsgeschwindigkeit durch die Frequenz des elektrischen Energieversorgungsnetzes bestimmt. Der Regler von der Turbine hält den Drehzahlsollwert der Turbine auf dem Nenndrehzahlsollwert. Dieser konstante Drehzahlsollwert für die Turbine funktioniert gut für die meisten Lasten, die eine konstante „Nennfrequenz" aufweisen, z.B. in den Vereinigten Staaten 60 Hz für die elektrische Energieversorgung. Die Netzfrequenz ändert sich typischerweise nicht, und die Turbinendrehzahl liegt allgemein auf oder nahe bei dem Nenndrehzahlsollwert (z.B. in einem Bereich von 0,5%). Wenn sich die Lastfrequenz ändert, ist der Sollwert keine gute Anpassung an die schwankende Lastfrequenz.
  • Wenn die Lastfrequenz schwankt und eine Abweichung der Turbinendrehzahl hervorruft, verstellt ein konventioneller Regler (Frequenzleistungsregler) die Ventile, um die Turbine zurück auf den Sollwert zu bringen. Folglich bewirkt eine schwankende Fre quenz, dass der Regler und die Last in einem Konflikt stehen. Dieser Konflikt führt zu einer übermäßigen Ventilbetätigung und anderen unerwünschten Variablen in dem Betrieb der Turbine, wie z.B. einem Herunterfahren der Turbine (wenn die Turbinendrehzahl eine Überdrehzahlbedingung, z.B. 105% des Drehzahlsollwertes, überschreitet). Dementsprechend funktionieren konventionelle Turbinen-Generator-Einheiten gut mit Lasten mit konstanter Frequenz. Schwankungen in der Betriebsdrehzahl oder den Frequenzanforderungen von der Last tolerieren sie nicht gut, ohne die Steuerventile erheblich zu betätigen.
  • Manche Elektrizitätsnetze erfahren relativ große Frequenzschwankungen, z.B. plus oder minus 5% von der Nennfrequenz, die sich über lange Zeitdauern, wie z.B. mehrere Stunden erstrecken. Es gibt auch Lasten an Turbinen-Generator-Einheiten, die eine relativ lange Dauer, z.B. einige Stunden oder mehr, eines Betriebs bei Frequenzen erfahren, die niedriger oder höher als ihre Nennfrequenz sind.
  • Z.B. können Länder, die eine schnelle industrielle Entwicklung erfahren, unzureichende Energieerzeugungsanlagen haben. In diesen Längern haben industrielle Energieverbraucher eine erhebliche Energienachfrage, die sich während des Tages ändert (wenn Fabriken ihren täglichen Arbeitsplan durchlaufen). In bestimmten Zeitabschnitten eines typischen Arbeitstages verlangen die industriellen Verbraucher von dem Energieversorgungsnetz mehr Leistung als leicht verfügbar ist und bewirken, dass die Frequenz der Energie unter die Nennfrequenz absinkt. In anderen Zeitabschnitten des Tages liefern die Energieerzeugungsanlagen mehr Leistung als ihre Kunden benötigen, und die Energieversorgungsunternehmen lassen eine Abweichung der Frequenz der Energie über die Nennfrequenz hinaus zu. Dementsprechend leiden die Elektrizitätsverbraucher unter Elektrizitätsversorgungsnetzen, die über ausgedehnte Zeitabschnitte hinweg, wie z.B. mehrere Stunden während des hohen Energieverbrauchs jedes Tages, relativ große Frequenzänderungen aufweisen.
  • In Anwendungen, in denen die Lastfrequenzen schwanken, müssen die Turbinen-Generator-Einheiten zu der sich ändernden Lastfrequenz passen. In elektrischen Energieversorgungsnetzsystemen mit Langzeit-Frequenzabweichungen kann es erforderlich sein, die Turbinen-Generator-Einheiten in Betrieb zu halten, obwohl die Frequenz der Last um 5% oder mehr von ihrer Nennfrequenz abweicht. Folglich muss der Regler der Turbinen-Generator-Einheit den Betrieb der Einheit anpassen, um diese Schwankungen der Abgabeenergiefrequenz auszugleichen.
  • In der Vergangenheit wurde eine Kompensation von relativ großen Änderungen der Lastfrequenz, z.B. um plus oder minus 5% von der Nennfrequenz erreicht, indem Abweichungen von normalen Überdrehzahlauslösesollwerten, Laufschaufelgrenzwerten und anderen Beschränkungen erhalten wurden. Diese Praktiken der Vergangenheit enthielten ein Aufweiten des Totbandes des Drehzahlfehlerfilters. Das Totbandfilter veranlasst den Regler, kleine Änderungen der Turbinendrehzahl, wie z.B. ±0,5% von dem Drehzahlsollwert, zu ignorieren. Eine Aufweitung des Totbandfilters auf ±1,5% vergrößert z.B. den Schwankungsbereich der Turbinendrehzahl, für den keine Kompensation durch den Frequenzleistungsregler vorgenommen wird. Ein breites Totbandfilter kann jedoch bewirken, dass der Frequenzleistungsregler auf schnelle Beschleunigungen der Turbinendrehzahl, wie z.B. nach einem Lastausfall, verzögert reagiert. Aufgrund der Verzögerung kann eine Turbine, die eine schnelle Beschleunigung erfährt, den Überdrehzahlauslösesollwert überschreiten.
  • Andere frühere Ansätze beinhalteten ein Verstellen des Drehzahlsollwertes der Turbine zur Anpassung an Schwankungen der Lastfrequenz. Ein wiederholtes Verstellen des Drehzahlsollwertes ist potentiell gefährlich, weil es die Überdrehzahlregelungsantwort verändert. Andere frühere Ansätze beinhalteten eine Charakteristik der Turbinenfrequenz mit mehreren Steigungen zur Verwendung mit dem Frequenzleistungsregler, um eine schnelle Überdrehzahlregelungsantwort zu verhindern und eine Korrektur des Lastbezugsollwertes in Abhängigkeit von Differenzen zwischen der tatsächlichen und der Nennlastfrequenz hinzuzufügen. Diese früheren Ansätze haben zu möglicherweise übermäßigen Werten der Drehzahlbezugs- und Leistungsbezugssollwerte geführt, was auch als ein Heraufschrauben bezeichnet wird, das über Bereiche der Überfrequenz zu einem Verlust der Überdrehzahlsicherung führt. Daher besteht ein seit langem bemerkter Bedarf an einem Dampfturbinenregelungssystem, das relativ große Abweichungen von der Nennfrequenz für die Turbinen-Generator-Einheit ausgleicht.
  • US 3,698,829 offenbart eine Regelungseinrichtung zum Regeln der Beschleunigung, die das Anwenden eines Verstärkungsfaktors auf einen Drehzahlwert und einen differenzierten Wert enthält.
  • Die vorliegende Erfindung betrifft einen Drehzahlleistungsregler, z.B. einen Droop Governor, für eine Dampfturbine, der einen Betrieb bei 100% Nennleistung zulässt und es ermöglicht, dass der Frequenzsollwert des elektrischen Systems erheblich variiert, wie z.B. zwischen 95% und 105% der Nennfrequenz oder des Drehzahlsollwertes. Mit der vorliegenden Erfindung wird ein Heraufschrauben (ein möglicherweise gefährlicher Verlust der Überdrehzahlsicherung über Frequenzbereiche hinweg) der Turbinendrehzahl und der Leistungsbezugssollwerte vermieden. Der Frequenzleistungsregler passt sich an langsame Änderungen der Last frequenz und der Turbinendrehzahl an, reagiert jedoch schnell, wenn die Frequenz sich erheblich und schnell ändert.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wird der Drehzahlsollwert zur Beschleunigung und Synchronisation der Turbinen-Generator-Einheit mit der Last verwendet. Der Lastbezugssollwert wird verwendet, um den Lastsollwert festzulegen, um den Dampfturbinengenerator nach der Synchronisation zu belasten. Insbesondere ermöglicht es der Frequenzleistungsregler den Dampfventilen, über einen breiten Bereich von langsamen Lastfrequenzänderungen weit geöffnet zu bleiben (und einen maximalen Dampfdurchtritt durch die Turbine zu ermöglichen). Der Frequenzleistungsregler schützt die Dampfturbine vor einer übermäßigen Überdrehzahl beim Auftreten plötzlicher starker Frequenzänderungen durch ein schnelles Einstellen der Ventile mit einer hohen Verstärkung, um die Dampfströmung durch die Turbine hindurch zu reduzieren.
  • In einer bevorzugten Ausführungsform bezieht sich die Erfindung auf einen drehzahlgeregelten Frequenzleistungsregler, der zwei Frequenzfehlerverstärkungsfaktoren (Statiken bzw. Droops) aufweist. Der erste Verstärkungsfaktor (schnelle Änderung) kann ein konventioneller hoher Verstärkungsfaktor sein, der für Lasten verwendet wird, die eine konstante Frequenz bei dem Nennwert aufweisen. Wenn nur der erste Verstärkungsfaktor verwendet wird (der eine konventionelle Frequenzleistungsreglereinstellung ist), bewirkt der hohe Wert des ersten Verstärkungsfaktors, dass der Frequenzleistungsregler den Dampfstrom zu der Turbine ändert, wenn sich die Drehzahl der Turbine von dem Nenndrehzahlsollwert entfernt. Der zweite Verstärkungsfaktor (langsame Änderung) ist ein niedriger Verstärkungsfaktor, der bewirkt, dass der Frequenzleistungsregler einen breiten Bereich von Turbinendrehzahlen um den Nenndrehzahlsollwert herum toleriert.
  • Der Bediener der Turbine wählt aus, ob der erste oder zweite Verstärkungsfaktor von dem Frequenzleistungsregler verwendet werden soll. Der zweite Verstärkungsfaktor ist in erster Linie dafür vorgesehen, der Turbinen-Generator-Einheit einen Betrieb abseits des Drehzahlsollwertes zu ermöglichen und sich dadurch der Lastfrequenz anzupassen, insbesondere wenn sich die Last langsam von ihrer Nennfrequenz wegbewegt. Wenn der zweite Verstärkungsfaktor ausgewählt wird, verwendet der Frequenzleistungsregler weiterhin den ersten Verstärkungsfaktor (den hohen Verstärkungsfaktor), um auf schnelle Änderungen der Lastfrequenz zu reagieren und sicherzustellen, dass die Turbine nicht zu schnell beschleunigt. Folglich bewegt sich der Frequenzleistungsregler zwischen den beiden Verstärkungsfaktoren, indem er den (niedrigen) zweiten Verstärkungsfaktor für langsame Frequenz-Drehzahl-Änderungen und den hohen (ersten) Verstärkungsfaktor für plötzliche große Frequenzänderungen der von dem elektrischen System auferlegten Last verwendet. Zusätzlich schafft der Frequenzleistungsregler eine Überdrehzahlsicherung für den Fall von Lastausfällen, wie z.B. wenn ein Verlust der Last an der Turbinen-Generator-Einheit auftritt.
  • Eine bevorzugte Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ist in den beigefügten Zeichnungen offenbart:
  • 1 zeigt ein schematisches Diagramm einer Dampfturbinen-Kraftwerkseinheit, die mit einem Energieversorgungsnetz gekoppelt ist, und
  • die 2 und 3 sind schematische Blockdiagramme eines Turbinenregelungssystems gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung.
  • 1 zeigt ein schematisches Diagramm einer Kraftwerkseinheit aus einer zweistufigen Dampfturbine 10 und einem Generator 12, die elektrisch mit einem elektrischen Energieversorgungsnetz 14 gekoppelt ist. Das Netz verteilt die von der Turbineneinheit und weiteren Kraftwerken 15 erzeugte Energie an Energieverbraucher 16. Die Turbine weist eine Dampfquelle 17, wie z.B. einen Dampferzeuger, eine Dampfzulaufleitung 18 und ein Dampfeinlassventil 20 auf. Der Dampf tritt in einen Kondensator 22 aus. Darüber hinaus können weitere Elemente der Turbine oder des Dampferzeugers, wie z.B. ein Dampfzwischenüberhitzer 30 und Turbinenabfangventile 24 vorhanden sein, die von dem Regler gesteuert werden.
  • Ein Dampfturbinenregler 26 betreibt das Einlassventil 20 durch Einstellen der Stellung des Ventils zwischen einer offenen Stellung (die einen Durchtritt von Dampf durch das Ventil zulässt) bis zu einer geschlossenen Stellung (die den Durchtritt von Dampf versperrt) und auf alle Stellungen zwischen der voll geschlossenen und der voll geöffneten Stellung. Durch Einstellen der Stellung des Einlassventils wird die Dampfmenge gesteuert, die durch die Turbine hindurchströmt und die ihrerseits die Drehzahl der Turbine und ihrer Ausgangswelle 28 steuert.
  • 2 zeigt ein schematisches Blockdiagramm eines Drehzahlreglers 32 für einen Dampfturbinenregler, wie z.B. den Mark V Steam Turbine Controller von General Electric (GE). Die Funktionen des Reglers sind mit den Begriffen von funktionalen Logikeinheiten und Schaltkreisen beschrieben, die als fest verdrahtete Schaltungen, Software und/oder Firmware implementiert sein können. Der Regler 32 ist ein Teilbereich eines kompletten Dampfturbinenreglers 26. Die anderen Bereiche des Turbinenreglers sind konventionell und wohlbekannt.
  • Die Drehzahlregelungslogikeinheit 34 vergleicht ein Drehzahlbezugssollwertsignal 36 (TNHR) mit der Ist-Drehzahl 38 (TNH) der Turbine. Der Drehzahlsollwert für die Turbine wird in Abhängigkeit von der Lastfrequenz („Nennfrequenz"), die an der Turbinen-Generator-Einheit anliegt, und den betrieblichen Grenzen der Einheit ausgewählt. Weiterhin wird der Sollwert während des normalen Betriebs der Turbinen-Generator-Einheit im Wesentlichen konstant gehalten, selbst wenn sich die Frequenzanforderungen der Last von der Nennfrequenz wegbewegen. Dementsprechend ist es nicht notwendig, den Sollwert zur Anpassung an Lastfrequenzschwankungen zu verstellen, selbst wenn solche Schwankungen von 105% bis 95% der Nennfrequenz der Last reichen.
  • Die Drehzahlsteuerungslogikeinheit 34 filtert kleinere Schwankungen der Lastfrequenz, wie z.B. infolge von Jitter, Lastschwankungen mit geringer Amplitude und anderen Kurzzeitzuständen heraus, die von dem Drehzahlregler ignoriert werden sollten. Die Differenz zwischen der Ist-Drehzahl TNH und dem Drehzahlbezugswert TNHR wird von dem Drehzahlregler 34 in ein gefiltertes Drehzahlfehlersignal 40 (TNHED) umgewandelt. Das Drehzahlfehlersignal 40 wird durch die Drehzahlregelungslogikeinheit erzeugt.
  • Auf das Drehzahlfehlersignal 40 (TNHED) wird ein wählbarer Verstärkungsfaktor 42 angewandt. Der Verstärkungsfaktor ist durch den Bediener der Turbine wählbar. Der Verstärkungsfaktor kann ein konventioneller Verstärkungsfaktor 44 sein, der für Lasten verwendet wird, die mit (oder nahe bei) einer Nennfrequenz betrieben werden und keine ausgedehnten Frequenzverschiebungen erfahren. Dieser konventionelle Verstärkungsfaktor kann z.B. eine Drehzahlregelung von 5% bewirken (wobei die Regelung der Kehrwert des Verstärkungsfaktors ist), die die Dampfeinlassventile vollständig schließt (und dadurch die Turbine herunter fährt), wenn die Drehzahl der Turbine 105 der Nenndrehzahl überschreitet. Mit einer Drehzahlregelung von 5% wird der Regler bei einem Anstieg der Turbinendrehzahl um jeweils 1% die Öffnungsstellung des Dampfeinlassventils um jeweils 20% reduzieren. Es kann ein zweiter Verstärkungsfaktor 46 (für langsame Änderungen) ausgewählt werden, der gegenüber Lastfrequenzschwankungen toleranter ist. Ein beispielhafter zweiter Verstärkungsfaktor bewirkt eine Drehzahlregelung von 20%, die die Dampfeinlassventile vollständig schließt (und dadurch die Turbine herunterfährt), wenn die Drehzahl der Turbine 120 der Nenndrehzahl überschreitet. Bei der Drehzahlregelung von 20% verringert der Regler bei einem Anstieg der Turbinendrehzahl um jeweils 1% die Öffnungsstellung des Dampfeinlassventils um jeweils 5%. Wenn sich die Frequenz einer Last verschiebt, so dass die Turbinendrehzahl 38 auf 105% der Turbinennenndrehzahl 36 ansteigt, wird die Turbine dementsprechend bei dieser Drehzahl weiterarbeiten, wenn der Regler mit einer Drehzahlregelung 46 von 20% arbeitet. Im Gegensatz dazu würde ein Drehzahlanstieg auf 105% den Regler zum Herunterfahren der Turbine veranlassen, wenn nur die 5%-Drehzahlregelung 44 verwendet würde.
  • Wie in 2 gezeigt enthält der Regler 32 eine Bedienerauswahl 41 einer variablen Droop- bzw. Statikfunktion, wobei die Statikverstärkungsfaktoren ein Drehzahlreglungsverstärkungsfaktor (KTNE_G)(46) von 5% und ein Drehzahlregelungsverstärkungsfaktor (KTNE_GSHORT)(44) von 20% sind. Diese Verstärkungsfaktoren sind beispielhaft und können auch abweichen, wie es z.B. bei einer Anzahl von auswählbaren Verstärkungsfaktoren und ihren Werten bei verschiedenen Ausführungsformen dieser Erfindung der Fall ist. Weiterhin kann der Verstärkungsfaktor (z.B. 20% oder 5%) durch den Bediener einstellbar sein, oder der Turbinenhersteller kann diese Werte festlegen. Weiterhin ist der Drehzahlregelungsverstärkungsfaktor von 5% ein „Langzeit"-Wert in dem Sinne, dass er (wenn er ausgewählt worden ist) von dem Regler angewandt wird, um langsame (z.B. Langzeit-) Änderungen der Lastfrequenz und demnach der Turbinendrehzahl zu kompensieren. Die 5%-Drehzahlregelung wird (wenn der Verstärkungsfaktor von 20% ausgewählt worden ist) auch verwendet, um die Turbinendrehzahl an schnelle Frequenz- und Drehzahländerungen anzupassen. Wenn die Turbine beginnt, schnell zu beschleunigen (wie es z.B. passieren kann, wenn die Last ausfällt oder in anderer Weise von der Turbine getrennt wird) wendet der Regler die 5%-Drehzahlregelung an, um die Dampfeinlassventile schnell zu schließen und zu verhindern, dass die Turbine mit Überdrehzahl läuft.
  • Der ausgewählte Drehzahlregelungswert wird an eine Verstärkungsfaktoreinheit 48, wie z.B. einen linearen Multiplizierer angelegt. Die Verstärkungsfaktoreinheit 48 stellt das Drehzahlfehlersignal 40 (TNHED) proportional zu dem ausgewählten Drehzahlregelungsverstärkungsfaktorwert 42 ein. Die Verstärkungsfaktoreinheit 48 erzeugt ein unkorrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50. Dieses unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal wird in Abhängigkeit von dem Drehzahlregelungswert (44 oder 46), der von dem Bediener gewählt worden ist, weiterverarbeitet. Insbesondere leitet ein Verstärkungsfaktorauswahlschalter 52 in dem Regler das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 durch die Leitung 54 um eine Verzögerungseinheit 56 herum und durch eine Summierungslogikeinheit 58 hindurch und als das korrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (TNHEX) 60 heraus, wenn ein Kurzzeitwert, z.B. die 5%-Drehzahlregelung gewählt worden ist. Wenn der normale Drehzahlregelungswert 46 gewählt worden ist (was der Fall sein wird, wenn die Last keine wesentlichen Frequenzschwankungen erfährt), wird keine Korrektur des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals benötigt, weil das Signal bereits ausreichend antwortet bzw. reagiert, um schnelle Beschleunigungen der Turbine zu kom pensieren. Dementsprechend verstellt die Summierungseinheit 58 das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 nicht. Die Summierungseinheit kann deaktiviert, z.B. abgeschaltet werden, wenn ein normaler Verstärkungsfaktor (schnelle Änderung) ausgewählt wird.
  • Wenn der Langzeit-Drehzahlverstärkungsfaktorwert (46), z.B. 5%, ausgewählt wird, wird das sich ergebende unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 weiter angepasst, um schnelle Beschleunigungen der Turbinendrehzahl auszugleichen. Tatsächlich kann für jeden beliebigen Drehzahlregelungswert, der zur Kompensation schneller Turbinendrehzahlbeschleunigungen unzureichend ist, eine Korrektur nützlich sein, so dass das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal angepasst werden kann, um schnelle Beschleunigungen der Turbine angemessen zu kompensieren. Wenn ein Langzeit-Drehzahlregelungswert 46 ausgewählt wird, wird der Verstärkungsfaktorschalter 52 geöffnet, um die Bypassleitung 54 um die Verzögerungseinheit herum zu unterbrechen und die Rampen (Verzögerungs)-Einheit 56 und die zugehörige Turbinenbeschleunigungskompensationseinheit 62 zu aktivieren.
  • Um das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 zu korrigieren und schnelle Turbinenbeschleunigungen auszugleichen, wird ein Wert eines Drehzahländerungssignals 64 erzeugt und angewandt, um das Drehzahl·Verstärkungsfaktorsignal anzupassen. Das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 wird an die Rampeneinheit 56 angelegt, die ein rampenförmiges Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 66 erzeugt. Die Rampenfunktionseinheit 56 wendet eine konstante Änderungsrate 68 auf das Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 an, bis ihr Ausgabewert 66 den gleichen Wert wie ihr Eingabewert 50 erreicht. Eine plötzliche und große Änderung des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals 50 (die für einen Teilausfall der Last oder ein plötzliches Hinzufügen eines großen Verbrauchers kennzeichnend ist) wird z.B. durch die Rampenfunktion proportional zu der konstanten Änderungsrate (K) 68 verzögert. Im Gegensatz dazu wird ein sich langsam änderndes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 nicht wesentlich verzögert. Die Rampe der Rampeneinheit 56 weist eine Steigung auf, die der Rate (K) 68 entspricht, die durch den Turbinenhersteller oder den Kraftwerksingenieur ausgewählt worden ist. Diese Rate 68 ist ein Verhältnis aus einer Zeiteinheit pro Drehzahlbezugssignaleinheit, wie z.B. jeweils 5 Sekunden für jeweils 1% des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals 50.
  • Wenn die Rate (K = 1/5) 5 Sekunden pro 1% Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal beträgt, wird eine sprungartige Änderung des Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals um 10% (die einer sprungartigen Änderung des Drehzahlfehlersignals (TNHED) um 2% und einem Verstärkungsfaktor von 5% entspricht) bis zur Ausgabe durch die Rampeneinheit 56 als das verzögerte Drehzahlfehlersignal 66 um 50 Sekunden (10%·1/5) verzögert. Wenn diese Änderung des Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals 50 um 10% jedoch allmählich über eine Dauer von 50 Sekunden auftritt, wird keine wesentliche Zeitverzögerung auftreten, und die Signale 50 und 66 werden den gleichen Wert aufweisen, und das Signal 64 wird gleich Null sein. Eine sprungartige Änderung des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals 50 um 10% führt zu einer Differenz von 10% zwischen dem unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal, das in die Rampeneinheit eingegeben wird, und dem rampenförmigen Drehzahl·Verstärkungsfaktor-(Ausgabe) Signal. Diese Differenz zwischen dem Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 50 und dem verzögerten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 66 wird durch eine Differenzlogikeinheit 70 bestimmt, die ein Differenzsignal 64 erzeugt (das für eine Änderungsrate der Turbinendrehzahl und die Beschleunigung/Verzögerung der Turbine kenn zeichnend ist), das in eine Logikeinheit 74 für einen zweiten Verstärkungsfaktor eingegeben wird. Die Differenz zwischen dem gegenwärtigen und dem verzögerten Signal ist für die Änderungsrate (z.B. Beschleunigung) der Turbinendrehzahl kennzeichnend.
  • Ein großes Differenzsignal 64 weist darauf hin, dass eine starke Reaktion durch den Frequenzleistungsregler 32 erforderlich ist, um die Änderung der Netzfrequenz zu beherrschen. Der Verstärkungsfaktor 44 für schnelle Änderungen bewirkt, dass der Turbinenregler schneller reagiert, um die Frequenz zu korrigieren. Der Verstärkungsfaktor 46 für langsame Änderungen würde den Regler nicht auslösen, um stark zu reagieren, um einen Überdrehzahlzustand zu vermeiden.
  • Ein Beschleunigungsverstärkungsfaktor 76 wird auf das Differenzsignal angewandt, das dem Kurzzeit- (oder normalerweise verwendeten) Drehzahlregelungsverstärkungsfaktor, z.B. dem Wert von 5% entspricht. Das bedeutet, dass das Differenzsignal 64 von den Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signalen abhängig ist, die den Kurzzeit-Verstärkungsfaktor 46 bereits widerspiegeln. Folglich muss der Verstärkungsfaktor, der auf das Differenzsignal 64 angewandt werden soll, zu dem Verhältnis aus dem Kurzzeit-Drehzahlregelungswert und dem Langzeit-Drehzahlregelungswert proportional sein. Das Verhältnis 78 wird in einer Logikeinheit 76 bestimmt, die das Verhältnis aus der Kurzzeit- und der Langzeit-Drehzahlverstärkungsrate, z.B. 20% dividiert durch 5% gleich einem Verhältnis von vier (4) berechnet. Das Verhältnis wird als eine Verstärkungsfaktorrate 78 an der zweiten Verstärkungsfaktoreinheit 74 angelegt, die das Verhältnis mit dem Differenzsignal 64 aus dem gegenwärtigen gegenüber dem verzögerten Drehzahl·Verstärkungsfaktor multipliziert und ein Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal 80 erzeugt.
  • Das Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal 80 wird in der Summierungseinheit 58 mit dem unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal summiert. Das Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal kann größer als das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal sein, insbesondere wenn die Turbinendrehzahl schnell beschleunigt. Tatsächlich ist es beabsichtigt, dass das Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal 80 das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 66 überschreitet, wenn eine Turbine schnell beschleunigt, um den Frequenzleistungsregeler 32 zu veranlassen, die Dampfeinlassventile schnell zu schließen und dadurch die Turbine an einem Überdrehzahlbetrieb zu hindern.
  • Das Ausgangssignal 60 der Summierungseinheit ist ein korrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (TNHEX). Wie in 3 gezeigt kann das korrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (TNHEX) z.B. durch eine Logikeinheit 82 mit „festem Drehzahlfehlertotband" weiterverarbeitet werden, die ein Totband um die Nennfrequenz herum einrichtet und kleine Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signale herausfiltert und ein gefiltertes korrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal 85 erzeugt. Die Totbandlogikeinheit kann z.B. Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signale herausfiltern, die unterhalb eines Schwellenwertes, wie z.B. unterhalb eines Drehzahlfehlersignals innerhalb von 0,5% des Nenndrehzahlsollwertes liegen. Dieses Totbandfilter kann alternativ in die Drehzahlregelungseinheit 34 einbezogen sein und direkt auf das Drehzahlfehlersignal (TNHED) angewandt werden.
  • Nachdem das korrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal durch das Totbandfilter verarbeitet worden ist, wird es in der Summierungseinheit 83 mit einem Lastbezugssignal 84 summiert (addiert oder subtrahiert). Das Lastbezugssignal (das auch als der Lastsollwert bezeichnet wird) wird von dem Turbinenbediener zum Einstellen der Turbinenleistung verwendet.
  • Die Summierungseinheit 83 erzeugt ein kombiniertes (auf das korrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal gestütztes) Turbinendrehzahl- und (auf das Lastbezugssignal gestütztes) Leistungsregelungssignal 86 (TPWR). Zusätzlich gibt es weitere Funktionen, wie z.B. eine Beschränkung der Signale, die in die Summierungseinheit 83 eintreten. Das Signal 86 wird von dem Regler angewandt, um die Dampfventileinstellungen anzupassen, die die Dampfströmung durch die Turbine regulieren. Durch eine Verringerung der Öffnung des Einlassventils 20 wird z.B. die Dampfmenge verringert, die in die Turbine eintritt, und die Turbinen-Generator-Einheit erzeugt weniger Leistung.

Claims (10)

  1. Verfahren zum Regeln einer Dampfturbine (10) mit einem Dampfventil (20), wobei das Verfahren die Schritte aufweist: a. Erzeugen eines Differenzsignals (40), das eine Differenz zwischen einer Ist-Drehzahl der Turbine und einem Turbinendrehzahlbezugswert (36) anzeigt; b. Anwenden eines ersten Verstärkungsfaktors (46) auf das Differenzsignal, um ein unkorrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (50) zu erzeugen; c. Erzeugen eines Beschleunigungssignals (64), das eine Änderung in der Turbinendrehzahl anzeigt; d. Anwenden eines zweiten Verstärkungsfaktors (44) auf das Beschleunigungssignal, um ein Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal (80) zu erzeugen; e. Anwenden des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals unter Verwendung des Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignals, um ein korrigiertes, Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (60) zu erzeugen, und f. Einstellen (86) des Dampfventils unter Verwendung des korrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals.
  2. Verfahren zum Regeln einer Dampfturbine (10) nach Anspruch 1, wobei der erste Verstärkungsfaktor (46) ein niedrigerer Verstärkungsfaktor als der zweite Verstärkungsfaktor (44) ist, und die ersten und zweiten Verstärkungsfaktoren jeweils ein Verhältnis (78) eines Einstellungsgrades des Dampfventils in Bezug auf eine Veränderung in der Turbinendrehzahl repräsentieren.
  3. Verfahren zum Regeln einer Dampfturbine (10) nach Anspruch 1, wobei der erste Verstärkungsfaktor (46) ein Verhältnis einer Schließung von 20% des Dampfventils für jeweils 1% Zunahme in der Turbinendrehzahl repräsentiert, und wobei der zweite Verstärkungsfaktor (44) ein Verhältnis einer Schließung von 5% des Dampfventils für jeweils 1% Zunahme in der Turbinendrehzahl repräsentiert.
  4. Verfahren zum Regeln einer Dampfturbine (10) nach Anspruch 1, wobei das Beschleunigungssignal (64) durch Vergleichen des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals (50) in Proportion zu einer linearen Konstante mit einem rampenförmigen unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (66) erzeugt wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Schritt e. ferner den Schritt der Summierung (58) des unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals mit dem Drehzahl-Verstärkungsfaktor-Korrektursignal (80) aufweist, um ein korrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (60) zu erzeugen; und das Verfahren ferner die folgenden Schritte aufweist, die vor dem Schritt f. durchgeführt werden: Filtern eines vorbestimmten schmalen Bereichs von Kleinbereichs-Turbinendrehzahlschwankungen, um ein gefiltertes korrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (85) zu erzeugen und Kombinieren des gefilterten korrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signals und eines Lastbezugswertes (84), um ein Drehzahl- und Lastventil-Einstellsignal zu erzeugen.
  6. Regelungsvorrichtung (32) für eine Dampfturbine (10) mit einem Einlassdampfventil (20), aufweisend: a. eine Drehzahlregelungs-Logikeinheit, die ein Differenzsignal (40) ausgibt, das eine Differenz zwischen einer Eingangs-Ist-Drehzahl der Turbine und einem Eingangs-Turbinendrehzahlbezugswert (36) anzeigt; b. eine Logikeinheit (48) für einen ersten Verstärkungsfaktor, die einen ersten Verstärkungsfaktor (46) auf das Differenzsignal anwendet und ein unkorrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (50) ausgibt; c. eine Differenzlogikeinheit (70), die ein Turbinenbeschleunigungssignal (64) ausgibt; d. eine Logikeinheit (74) für einen zweiten Verstärkungsfaktor, die als Eingangssignale einen zweiten Verstärkungsfaktor (44, 76) und das Beschleunigungssignal hat, und als ein Ausgangssignal ein Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Korrektursignal (80) hat; e. eine Summierungslogikeinheit (58), die als ein Eingangssignal das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal und als ein Eingangssignal das Drehzahl·Verstärkungsfaktors-Korrektursignal, und als ein Ausgangssignal ein korrigiertes Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (60) hat, und f. eine Logikeinheit (82, 83), die als ein Ausgangssignal ein Ventileinstellsignals (86) und als ein Eingangssignal das korrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (60) hat.
  7. Regelungsvorrichtung (32) für eine Dampfturbine (10) nach Anspruch 6, wobei der erste Verstärkungsfaktor ein niedrigerer Verstärkungsfaktor als der zweite Verstärkungsfaktor ist und die ersten und zweiten Verstärkungsfaktoren jeweils ein Verhältnis eines Einstellungsgrades des Einlassdampfventils in Bezug auf eine Veränderung in der Turbinendrehzahl repräsentieren.
  8. Regelungsvorrichtung (32) für eine Dampfturbine (10) nach Anspruch 6, wobei der erste Verstärkungsfaktor ein Verhältnis einer Schließung von 20% des Dampfventils für jeweils 1% Zunahme in der Turbinendrehzahl repräsentiert, und wobei der zweite Verstärkungsfaktor ein Verhältnis einer Schließung von 5% des Dampfventils für jeweils 1% Zunahme in der Turbinendrehzahl repräsentiert.
  9. Regelungsvorrichtung (32) für eine Dampfturbine (10) nach Anspruch 6, wobei das Beschleunigungssignal (64) durch eine Vergleichseinheit (70), die das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal mit einem rampen förmigen unkorrigierten Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (66) vergleicht, erzeugt wird.
  10. Regelungsvorrichtung (32) für eine Dampfturbine (10) nach Anspruch 6, welche ferner eine Rampeneinheit (56) aufweist, die als ein Eingangssignal das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (50) und als Eingangssignal eine auf das unkorrigierte Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal angewendete Rampenrate (68), und als Ausgangssignal ein rampenförmiges Drehzahl·Verstärkungsfaktor-Signal (56) hat.
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