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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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US 3,698,829 offenbart eine
Regelungseinrichtung zum Regeln der Beschleunigung, die das Anwenden
eines Verstärkungsfaktors
auf einen Drehzahlwert und einen differenzierten Wert enthält.
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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.
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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.
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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.
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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.
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Eine
bevorzugte Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung ist in den beigefügten Zeichnungen offenbart:
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1 zeigt
ein schematisches Diagramm einer Dampfturbinen-Kraftwerkseinheit,
die mit einem Energieversorgungsnetz gekoppelt ist, und
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die 2 und 3 sind
schematische Blockdiagramme eines Turbinenregelungssystems gemäß einem
bevorzugten Ausführungsbeispiel
der Erfindung.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.