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WO2003076780A1 - Verfahren zum betreiben einer turbine - Google Patents

Verfahren zum betreiben einer turbine Download PDF

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Publication number
WO2003076780A1
WO2003076780A1 PCT/EP2003/050045 EP0350045W WO03076780A1 WO 2003076780 A1 WO2003076780 A1 WO 2003076780A1 EP 0350045 W EP0350045 W EP 0350045W WO 03076780 A1 WO03076780 A1 WO 03076780A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
turbine
speed
air
operating
air flow
Prior art date
Application number
PCT/EP2003/050045
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Gernot Mathias
Bozidar Seketa
Original Assignee
Alstom Technology Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom Technology Ltd filed Critical Alstom Technology Ltd
Priority to AU2003219148A priority Critical patent/AU2003219148A1/en
Priority to JP2003574969A priority patent/JP2005520086A/ja
Priority to DE10391407T priority patent/DE10391407D2/de
Publication of WO2003076780A1 publication Critical patent/WO2003076780A1/de

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Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/16—Control of working fluid flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/14—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads
    • F02C6/16—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads for storing compressed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/26—Starting; Ignition
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/02—Purpose of the control system to control rotational speed (n)
    • F05D2270/021—Purpose of the control system to control rotational speed (n) to prevent overspeed
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a turbine, which is arranged in a compressed air energy storage ("compressed air energy storage" power plant CAES), and in particular to a method for a controlled start-up and shutdown of such a turbine.
  • compressed air energy storage compressed air energy storage
  • a typical compressed air energy storage (CAES) power plant includes a cavern (“cavern” - C) for compressed air that is used to drive a single-shaft expansion turbine that consists of an air expansion turbine ("air expansion turbine”). AT), followed by a combustion chamber (“CC”). It includes the
  • GT gas turbine
  • G fixed-coupled generator
  • the speed and power control of the turbine is usually carried out by a coordinated control of valves, in particular the air inlet valves (AV) at the air turbine inlet and the fuel inlet valves (FV) at the
  • CAES power plant as shown in the schematic illustration of FIG. 1, and variants thereof.
  • CAES power plants with an additional combustion chamber, which is arranged in front of the air turbine (AT), or a heat exchanger in front of the air turbine for preheating the compressed air from the cavern.
  • the single-shaft turbine is brought into synchronization from a standstill or from a rotating operation, for which purpose a speed control with an open or closed control loop is set up.
  • the CAES power plant additionally comprises a static frequency converter ("static freguency converter" - SFC), which is arranged in parallel with the generator / power supply interruption switch (S).
  • S generator / power supply interruption switch
  • the electrical braking torque of the SFC counteracts the drive torque of the turbine as long as the generator is not yet synchronized. It can also be used to shorten the phase-out procedure that follows disconnection from the mains (M). The power output after the synchronization of the turbine takes place in a conventional manner via the generator to the electricity consumer network.
  • Power operation at constant speed is done by controlling the electrical power output, while given limit values for the gas turbine inlet temperature and the amounts of toxic components in the exhaust gases of the gas turbine are observed.
  • the air volume flow and the gas fuel volume flow are given reference values, which are both performance and temperature-dependent and are achieved by means of the position control values of the air inlet and combustion fuel inlet valves.
  • the system is shut down after disconnection from the power supply using the SFC as a brake, so that the turbine runs quickly through critical speed ranges and the run-down time is also reduced.
  • a particular problem that arises during the start-up of the turbine of this type is that the turbine, which is accelerated by a relatively small amount of air flow, can quickly reach speeds at which ventilation effects can occur due to an insufficient flow volume in the final stages of the gas turbine.
  • the ventilation is caused by a defective airflow around the blades, which causes unusual mechanical loads in the blades.
  • this type of turbine tends to develop an "astatic" behavior with respect to the speed, which is essentially due to the lack of a counter-torque. For this reason, controlled operation with regard to the speed is only possible through a special braking torque, which in this case is generated electrically on the generator by the SFC.
  • Air flow rate should be so low that ventilation can start. In other words: for each air flow rate there is a certain maximum speed at which ventilation begins. If the speed is selected as the control variable during start-up and the braking torque is very small, uncontrolled ventilation can easily occur. To adjust the speed and avoid ventilation, either the air flow or the SFC braking torque or both can be changed.
  • the method is said to be particularly suitable for the operation of turbines that have no braking mechanism other than an SFC.
  • a method for operating a turbine which is arranged in a CAES power plant, is based on two different concepts that are used for different turbine speed ranges.
  • a lower turbine speed range it only includes a control of the air volume flow with an open control loop, according to which the turbine speed can develop freely.
  • the method for the lower speed range includes the control of the air flow to the air expansion turbine by setting the air inlet valve as a function of time and / or any possible operating status request of the turbine.
  • These requirements are in line with the relevant operating concept of the CAES system, such as turbine and heat exchanger warming up, purging, accelerating and so on.
  • an upper turbine speed range it includes a control of the turbine speed with the closed
  • the turbine speed is controlled by a speed controller that acts on a static frequency converter (SFC).
  • SFC static frequency converter
  • the turbine speed is limited by an SFC if necessary, such as in the case when the speed reaches a given predetermined speed range that is critical with respect to ventilation effects or rotor dynamics.
  • closed loop control the turbine speed is in accordance with the current one Limits air flow rate resulting from the air intake valve position. Since the air flow generates a high drive torque that tends to accelerate the turbine rotor, the turbine speed is limited to an air flow-dependent setpoint by the speed controller, which activates the variable braking torque of the SFC.
  • the method according to the invention is particularly applicable when starting up an expansion turbine which is arranged in a CAES power plant of the type described in connection with FIG. 1.
  • the air volume flow required for purging, igniting, accelerating and synchronizing the system is set by the air inlet valve and, depending on the range of the turbine speed, is subject to control with an open or closed control loop.
  • a speed reference value or turbine speed solenoid value acts on the speed controller and is determined by a specific speed target value and a speed limit value.
  • the speed limit value nii m is determined by a
  • Ventilation calculation is determined using a function of the actual air flow rate f (V ⁇ ).
  • the speed limit value nii m is the turbine speed that is permissible for a given air flow rate at which no ventilation occurs. If the actual speed of the turbine tends to be greater than the speed reference or speed limit value, the speed controller activates a braking torque via the SFC, which is the drive torque counteracts dynamically due to the given air volume flow.
  • the speed control contains procedures for a rapid passage through critical speed ranges. If the lower limit value for such a critical speed range is reached during the start-up of the expansion turbine, a control circuit effects an immediate increase in the speed reference value to the upper limit value of this critical speed range. A ramped control of the necessary upper air flow rate is then activated until the increased speed reference value for the turbine shaft is reached.
  • the speed is controlled exclusively with the aid of the SFC, shortly before the speed for synchronization with the
  • the braking torque that is present at the time of synchronization is physically converted into the minimum turbine load. Its value can be saved for later braking procedures.
  • the method according to the invention is further applicable to a controlled shutdown of the air expansion turbine.
  • the SFC is activated by the speed controller until the turbine shaft speed is reduced to a speed that is safe for free coasting. After disconnection from the power grid, the turbine could accelerate, resulting in overspeed and risk can endanger the system.
  • the SFC is activated by the speed controller. Its braking torque reduces the turbine speed to a correspondingly low value for free running down. This is usually around 40-50% of full operating speed.
  • the SFC is deactivated and the speed can develop freely in the first speed range mentioned above. (For electrical reasons, the SFC could not be activated in this first speed range.)
  • the turbine system is blown out after the turbine is shut down before being re-ignited.
  • FIG. 1 shows a schematic representation of a CAES power plant with which an air expansion turbine can be operated by a method according to the invention.
  • FIG. 2 shows a schematic representation of the control circuitry used in the operating method according to the invention.
  • the operating method according to the invention depends on the turbine speed at which it is applied.
  • the lower turbine speed range mentioned above covers the speeds up to approximately 40% of the full operating speed and is the speed range in which the SFC cannot be started for electrical reasons (generator excitation). For example, this can be the case during rinsing.
  • the air flow rate that is set by the air intake valves is controlled by the controller with the open Control loop set according to a prescribed flushing standard, and the turbine speed obtained can develop freely. There are usually no potential ventilation effects in this speed range.
  • the above-mentioned upper speed range contains the speeds above approximately 40% of the full operating speed and is the speed range in which the SFC can be activated.
  • the air volume flow is controlled in accordance with the circuit arrangement shown in FIG. 2.
  • FIG. 2 schematically shows the speed control circuit arrangement with three units: unit A for controlling the turbine speed n, unit B for controlling the output power with the aid of controlling the air flow via the air inlet valve position y A and unit C for controlling the temperature at the combustion chamber (CC ) with the help of a control of the fuel supply y F.
  • Unit A shows in particular those circuit arrangement functions which enable the operating method according to the invention.
  • Units B and C each show circuit arrangement functions as used in conventional operating systems and which are essentially compatible with the method according to this invention.
  • Unit A for the speed control circuitry includes an input for two different turbine speed values, speed ni, which is the actual turbine rotor speed, and ⁇ _, which is a speed target value.
  • speed ni which is the actual turbine rotor speed
  • ⁇ _ which is a speed target value.
  • the actual speed ni is compared to a speed setpoint n sp . If the actual speed m exceeds this speed setpoint, the PI speed controller activates this Braking torque ⁇ FC of the SFC.
  • the speed setpoint ⁇ _ P is determined by the lower value (MIN value)
  • Target speed n s and a speed limit value nn m determined.
  • the limit value ⁇ m is in turn determined by a ventilation calculation according to a function f (m A ) of the current air flow, which is given by the air inlet valves.
  • the value of the air flow rate m A generally represents the sum of the speed-dependent component m An plus the load-dependent component m ⁇ p. Since I ⁇ I AP is zero (not active) during the starting process, the speed limiting function f (1%) is only achieved by m An regulated.
  • the function f (T ⁇ A ) results in a maximum permissible speed, the speed limit value nii "for a given air flow rate m A , at which no ventilation effects occur.
  • the value of ni m is also the maximum speed that is given to the speed setpoint s. This control method thus largely prevents the occurrence of ventilation effects.
  • the SFC ensures that the maximum turbine rotor speed mi m is not exceeded.
  • the method includes a procedure for quickly passing critical speed ranges.
  • Such critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n Cr i t are included in the determination of the speed setpoint ⁇ ⁇ P. According to the procedure, the critical speed ranges n
  • FIG. 2 was used as the limiting value, the SFC torque can initially be reduced in a controlled manner, so that the turbine shaft accelerates. This lasts as long as the upper limiting speed from the current one
  • Air flow rate is dependent, has not yet been reached.
  • the speed is then increased in a controlled manner by increasing the air flow. If necessary, the speed controller activates the SFC as a brake and helps to avoid ventilation. This process finally ends at the upper limit of the critical speed range, whereupon the normal start-up process is resumed.
  • Unit B shows schematically the method for calculating the drive signals y A for setting the main control valves ("ain control valves” - MCV) and the safety valves ("bypass valves" - BYP) in the air expansion turbine (AT).
  • This method is part of the prior art and is compatible with the method specified in unit A.
  • Control signals from the intake valves are determined by the performance-relevant air flow tri ⁇ P and the speed-relevant air flow ir kn , which is directly related to the target air flow m s .
  • the load-relevant air volume flow m AP is determined, among other parameters, by the fluctuation in frequency ⁇ f, which is the difference between the actual network frequency and the nominal or nominal network frequency. For example, in the case of a Reducing the actual grid frequency increases the turbine output with the help of the control of the air flow rate m AP and a suitable valve control.
  • Unit C which shows general prior art circuitry compatible with the method of unit A, calculates the position y F of the fuel valve for dynamically enhanced control of the gas turbine inlet temperature after the closed loop combustion chamber (CC).

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Abstract

Ein Verfahren zum Betreiben einer Turbine, die in einem Druckluft-Energiespeicherkraftwerk angeordnet ist, umfasst eine Steuerung eines Luftmengenstroms mit offenem Regelkreis, die in einem unteren Turbinendrehzahlbereich angewendet wird, und eine Steuerung der Turbinendrehzal in einem höheren Turbinendrehzahlbereich mit geschlossenem Regelkreis. Die Steureung mit offenem Regelkreis umfasst die Steuerung des Luftmengenstroms mit Hilfe von Lufteinlassventilen und eine freie Entwicklung der Turbinendrehzahl. Die Steuerung mit geschlossenem Regelkreis umfasst die Steureung der Turbeinendrehzahl mit Hilfe eines Drehzahlreglers, auf den ein Drehzalbegrenzungswert wirkt, der in Übereinstimmung mit dem gegenwärtigen Luftmengenstrom und einer Ventilationsberechnung bestimmt wird. Der Drehzahlregler aktiviert einen statischen Frequenzwandler, falls die Turbinendrehzahl Werte erreicht, die in Bezug auf Turbinenventilation oder Rotordynamik kritisch sind.

Description

VERFAHREN ZUM BETREIBEN EINER TURBINE
TECHNISCHES GEBIET
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Turbine, die in einem Druckluftenergiespeicher- ("compressed air energy storage" - Kraftwerk CAES) angeordnet ist, und insbesondere ein Verfahren für ein gesteuertes Anfahren und Herunterfahren einer solchen Turbine.
ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Ein typisches Druckluftenergiespeicher- (CAES-) Kraftwerk, wie in Figur 1 dargestellt, umfasst eine Kaverne ("cavern" - C) für Druckluft, die zum Antreiben einer Einwellen-Expansionsturbine verwendet wird, die aus einer Luftexpansionsturbine ("air expansion turbine" - AT) , gefolgt von einer Verbrennungskammer ("combustion chamber" - CC) besteht. Es umfasst des
Weiteren eine Gasturbine (GT) , die während des Normalbetriebs einen fest gekoppelten Generator (G) in Synchronisation mit dem Stromnetz antreibt.
Die Drehzahl- und Leistungssteuerung der Turbine erfolgt für gewöhnlich durch eine koordinierte Steuerung von Ventilen, insbesondere der Lufteinlassventile ("air inlet valves" - AV) am Luftturbineneinlass wie auch der Kraft- Stoffeinlassventile (" fuel inlet valves" - FV) an der
Verbrennungskam er . Die folgende Offenbarung betrifft ein CAES-Kraftwerk, wie in der schematischen Darstellung von Fig. 1 gezeigt, sowie Varianten desselben. Dies sind zum Beispiel CAES-Kraftwerke mit einer zusätzlichen Verbrennungskammer, die vor der Luftturbine (AT) angeordnet ist, oder einem Wärmeaustauscher vor der Luftturbine zum Vorwärmen der Druckluft von der Kaverne . Die Einwellen-Turbine wird aus einem Stillstand oder aus einem Drehbetrieb in die Synchronisierung angefahren, wofür eine DrehzahlSteuerung mit offenem oder geschlossenem Regelkreis eingerichtet ist. Für einen Teil dieses Anfahrvorganges umfasst das CAES- Kraftwerk zusätzlich einen statischen Frequenzwandler ("static freguency Converter" - SFC) , der parallel zu dem Generator/Stromversorgungsnetz-Unterbrechungsschalter (S) angeordnet ist. Das elektrische Bremsmoment des SFC wirkt dem Antriebsmoment der Turbine entgegen, solange der Generator noch nicht synchronisiert ist. Es kann auch zur Verkürzung der Auslaufprozedur verwendet werden, die auf eine Trennung vom Stromversorgungsnetz ("mains" - M) folgt. Die Leistungsabgabe nach der Synchronisierung der Turbine erfolgt auf herkömmliche Weise über den Generator an das Stromverbrauchernetz.
Das Anfahren einer Turbine umfasst mehrere Schritte;
Spülen der Turbine und Verbrennungskammer unter Verwendung vorgewärmter Luft aus der Kaverne und über das Lufteinlassventil, Verringern der Ausblasluftströmungsrate durch das Lufteinlassventil, gefolgt von der Zündung des Verbrenners ,
Beschleunigung der Turbine durch Steuerung der LuftStrömungsrate, koordiniert mit der Steuerung der Verbrenner-BrennstoffStrömungsrate, während gegebene Verfahrenswerte, wie Gasturbinen- Einlasstemperatur und Mengen toxischer Komponenten in den Abgasen von der Turbine, eingehalten werden. In diesem Schritt werden kritische Betriebsparameter, die für diese Turbine spezifisch sind, beachtet. Diese kritischen Betriebsparameter sind zum Beispiel die mechanischen Belastungen der Gasturbinen-Endstufe durch Ventilationseffekte aufgrund einer unzureichenden Strömungsrate bei hohen Drehzahlen und mögliche kritische Drehzahlbereiche;
Synchronisierung der Turbine mit dem
Stromverbrauchernetz bei Nenndrehzahl sowie
Betrieb bei Minimallast.
Der Leistungsbetrieb bei konstanter Drehzahl erfolgt durch Steuerung der elektrischen Leistungsabgabe, während gegebene Grenzwerte für die Gasturbinen- Einlasstemperatur und die Mengen toxischer Komponenten in den Abgasen der Gasturbine beachtet werden. Dazu und für eine geeignete Betriebsprozedur in Bezug auf die Verbrennung, sind der Luftmengenstrom und der GasBrennstoffmengenstrom gegebene Referenzwerte, die sowohl leistungs- als auch temperaturabhängig sind und mittels der Positionssteuerwerte der Lufteinlass- und Verbrennungskraftstoffeinlassventile erreicht werden. Das Herunterfahren der Anlage nach der Trennung vom Stromnetz erfolgt mittels des SFC als Bremse, so dass die Turbine rasch durch kritische Drehzahlbereiche läuft und auch die Auslaufzeit verkürzt wird.
Ein besonderes Problem, das während des Anfahrens der Turbine dieser Art auftritt, ist, dass die Turbine, die durch einen relativ kleinen Luftmengenstrom beschleunigt wird, rasch Drehzahlen erreichen kann, bei welchen Ventilationseffekte aufgrund eines unzureichenden Strömungsvolumens in den Endstufen der Gasturbine auftreten können. Die Ventilation wird durch einen fehlerhaften Luftstrom um die Schaufeln verursacht, der unübliche mechanische Belastungen in den Schaufeln verursacht. Ferner neigt diese Art von Turbine zur Entwicklung eines "astatischen" Verhaltens in Bezug auf die Drehzahl, das im Wesentlichen auf das Fehlen eines Gegendrehmoments zurückzuführen ist . Aus diesem Grund ist ein gesteuerter Betrieb in Bezug auf die Drehzahl nur durch ein besonderes Bremsmoment möglich, das in diesem Fall elektrisch am Generator durch den SFC erzeugt wird. (In anderen Turbinenanlagen, wie Dampfturbinen oder Gasturbinen gibt es Bremsmechanismen, die durch die langen Schaufeln in der Dampfturbine und die Ventilation der Generator-Kühlluft oder den Kompressor für die Gasturbine bereitgestellt werden.) Nach dem Stand der Technik kann der Luftmengenstrom während des Anfahrens gegeben sein, und die Drehzahl wird streng durch das Gleichgewicht zwischen Antrieb und Bremsung gesteuert. Diese Art der DrehzahlSteuerung ist vom Standpunkt der Steuerung aus nicht eindeuting, da entweder der Antrieb (Lufteinlass) oder die Bremse (SFC) oder beide als Steuerungsmittel verwendet werden können.
Zur Vermeidung einer Ventilation in der Endstufe aufgrund besonderer Luftmengenströme in der Luftexpansionsturbine ist es für gewöhnlich notwendig, dass der Luf mengenstrom und die Turbinendrehzahl funktioneil verbunden sind. Die Einstellung jeder gesteuerten Drehzahl erfordert, abhängig von dem aktuellen Bremsmoment, einen besonderen Luftmengen- ström. Im Falle eines geringen Bremsmomentes kann die
Luftströmungsrate so gering sein, dass eine Ventilation einsetzen kann. Mit anderen Worten: für jede Luftströmungsrate gibt es eine bestimmte maximale Drehzahl, bei welcher eine Ventilation einsetzt. Wenn während des Anfahrens die Drehzahl als Steuervariable gewählt wird und das Bremsmoment sehr klein ist, kann es leicht zu einer unkontrollierten Ventilation kommen. Zur Einstellung der Drehzahl und Vermeidung der Ventilation können entweder der Luftmengenstrom oder das SFC-Bremsmoment oder beide verändert werden.
KURZDARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Angesichts des beschriebenen Standes der Technik ist es eine Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betreiben von Turbinen bereitzustellen, die in einem CAES- Kraftwerk angeordnet sind, insbesondere für das Anfahren und Herunterfahren der Turbinen. Das Verfahren soll besonders für den Betrieb von Turbinen geeignet sein, die außer einem SFC keinen Bremsmechanismus haben .
Es ist eine besondere Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren bereitzustellen, das bei der Wahl von Variablen zur DrehzahlSteuerung eindeutig ist. Es ist eine weitere besondere Aufgabe der Erfindung, eine TurbinendrehzahlSteuerung bereitzustellen, durch welche Ventilationseffekte und astatisches Verhalten in Bezug auf die Drehzahl in einer Luftexpansionsturbine verhindert werden.
Gemäß der Erfindung beruht ein Verfahren zum Betreiben einer Turbine, die in einem CAES-Kraftwerk angeordnet ist, auf zwei verschiedenen Konzepten, die bei verschiedenen Turbinendrehzahlbereichen angewendet werden. In einem unteren Turbinendrehzahlbereich umfasst es nur eine Steuerung des Luftmengenstroms mit offenem Regelkreis, wonach sich die Turbinendrehzahl frei entwickeln kann. Insbesondere umfasst das Verfahren für den unteren Drehzahlbereich die Steuerung des Luftmengenstroms zu der Luftexpansionsturbine durch Einstellung des Lufteinlassventils als Funktion der Zeit und/oder jeder möglichen Betriebszu- Standsanforderung der Turbine. Diese Anforderungen stimmen mit dem betreffenden Betriebskonzept der CAES- Anlage überein, wie Turbinen- und Wärmeaustauscher- Aufwärmen, Spülen, Beschleunigen und so weiter. In einem oberen Turbinendrehzahlbereich umfasst es eine Steuerung der Turbinendrehzahl mit geschlossenem
Regelkreis, wobei die Turbinendrehzahl durch einen Drehzahlregler gesteuert wird, der auf einen statischen Frequenz andler (SFC) wirkt. Die Turbinendrehzahl wird, falls erforderlich, durch einen SFC begrenzt, wie zum Beispiel in dem Fall, wenn die Drehzahl einen gegebenen vorbestimmten Drehzahlbereich erreicht, der in Bezug auf Ventilationseffekte oder Rotordynamik kritisch ist. Bei der Steuerung mit geschlossenem Regelkreis ist die Turbinendrehzahl in Übereinstimmung mit der momentanen Luftströmungsrate begrenzt, die sich aus der Lufteinlassventilposition ergibt. Da der Luftstrom ein hohes Antriebsmoment erzeugt, das zur Beschleunigung des Turbinenrotors neigt, ist die Turbinendrehzahl durch den Drehzahlregler, der das variable Bremsmoment des SFC aktiviert, auf einen luftstromabhängigen Sollwert begrenzt.
Das Verfahren gemäß der Erfindung ist besonders beim Anfahren einer Expansionsturbine anwendbar, die in einem CAES-Kraftwerk jener Art angeordnet ist, die in Verbindung mit Figur 1 beschrieben ist. Der Luftmengenstrom, der zum Spülen, Zünden, Beschleunigen und Synchronisieren der Anlage notwendig ist, wird durch das Lufteinlassventil eingestellt und abhängig von dem Bereich der Turbinendrehzahl unterliegt der Steuerung mit offenem oder geschlossenem Regelkreis .
Im unteren Turbinendrehzahlbereich stellt sich die Drehzahl frei in Übereinstimmung mit dem
Luftmengenstrom ein, der sich aus der Einstellung des Lufteinlassventils ergibt. Im oberen Turbinendrehzahlbereich, wo möglicherweise Ventilationseffekte auftreten können, wird die Drehzahl, nur wenn notwendig, durch den Drehzahlregler begrenzt . Auf den Drehzahlregler wirkt ein Drehzahlreferenzwert oder Turbinendrehzahlsoliwert, der von einem bestimmten Drehzahlzielwert und einem Drehzahlbegrenzungswert bestimmt wird. Der Drehzahlbegrenzungswert niim wird durch eine
Ventilationsberechnung unter Verwendung einer Funktion der tatsächlichen Luftströmungsrate f (VΩ ) bestimmt. Der Drehzahlbegrenzungswert niim ist die Turbinendrehzahl, die für einen gegebenen Luftmengenstrom zulässig ist, bei dem keine Ventilation aufritt. Wenn die tatsächliche Drehzahl der Turbine dazu neigt, größer zu sein als der Drehzahlreferenz- oder der Drehzahlbegrenzungswert, aktiviert der Drehzahlregler ein Bremsmoment über den SFC, der dem Antriebsmoment aufgrund des gegebenen Luftmengenstroms dynamisch entgegenwirkt .
Unter einem weiteren Aspekt des Verfahrens gemäß der Erfindung enthält die DrehzahlSteuerung Prozeduren für ein rasches Durchlaufen kritischer Drehzahlbereiche. Wenn während des Anfahrens der Expansionsturbine der untere Grenzwert für einen solchen kritischen Drehzahlbereich erreicht wird, bewirkt eine Steuerschaltung eine sofortige Erhöhung des Drehzahlreferenzwertes auf den oberen Grenzwert dieses kritischen Drehzahlbereichs. Dann wird eine rampenförmige Steuerung der notwendigen oberen Luftströmungsrate aktiviert, bis der erhöhte Drehzahlreferenzwert für die Turbinenwelle erreicht ist.
Unter einem weiteren Aspekt des Verfahrens wird die Drehzahl ausschließlich mit Hilfe des SFC gesteuert, kurz bevor die Drehzahl zur Synchronisierung mit dem
Stromnetz durch den Turbinenrotor erreicht ist. Zu diesem Zeitpunkt wird der Luftmengenstrom konstant gehalten, und die Drehzahl wird durch kontrollierte Verringerung des SFC-Bremsmomentes auf die Synchronisierungsdrehzahl erhöht.
Das Bremsmoment, das zum Zeitpunkt der Synchronisierung vorhanden ist, wird physikalisch in die Turbinen- Minimallast umgewandelt. Sein Wert kann für spätere Bremsprozeduren gespeichert werden.
Das Verfahren gemäß der Erfindung ist des Weiteren bei einem kontrollierten Herunterfahren der Luftexpansionsturbine anwendbar. In diesem Schema wird der SFC durch den Drehzahlregler aktiviert, bis die Turbinenwellendrehzahl auf eine Drehzahl verringert ist, die für ein freies Auslaufen sicher ist. Nach einer Trennung vom Stromnetz könnte die Turbine beschleunigen, was zu Überdrehzahlen und dem Risiko einer Gefährdung der Anlage führen kann. Zur Vermeidung solcher Überdrehzahlen wird der SFC durch den Drehzahlregler aktiviert. Sein Bremsmoment verringert die Turbinendrehzahl auf einen entsprechend niedrigen Wert für ein freies Auslaufen. Dieser Wert beträgt für gewöhnlich etwa 40-50% der vollen Betriebsdrehzahl. Dann wird der SFC deaktiviert, und die Drehzahl kann sich in dem ersten oben erwähnten Drehzahlbereich frei entwickeln. (In diesem ersten Drehzahlbereich könnte der SFC aus elektrischen Gründen nicht aktiviert werden.) Unter einem Aspekt dieser Anwendung des Betriebsverfahrens wird die Turbinenanlage nach dem Herunterfahren der Turbine ausgeblasen, bevor sie erneut gezündet wird.
KURZE BESCHREIBUNG DER FIGUREN
Figur 1 zeigt eine schematische Darstellung eines CAES- Kraftwerkes, mit dem eine Luftexpansionsturbine durch ein Verfahren gemäß der Erfindung betrieben werden kann.
Figur 2 zeigt eine schematische Darstellung der Steuerschaltungsanordnung, die in dem Betriebsverfahren gemäß der Erfindung angewendet wird.
BESTE AUSFÜHRUNGSFORM DER ERFINDUNG
Das Betriebsverfahren gemäß der Erfindung hängt von der Turbinendrehzahl ab, bei welcher es angewendet wird.
Der oben genannte untere Turbinendrehzahlbereich umfasst die Drehzahlen bis zu etwa 40% der vollen Betriebsdrehzahl und ist der Drehzahlbereich, in dem der SFC aus elektrischen Gründen (Generatorerregung) nicht in Betrieb genommen werden kann. Dies kann zum Beispiel während des Spülens der Fall sein. In diesem Bereich von Turbinenrotordrehzahlen wird der Luftmengenstrom, der durch die Lufteinlassventile eingestellt wird, durch die Steuerung mit offenem Regelkreis gemäß einer vorgeschriebenen Spülnorm eingestellt, und die erhaltene Turbinendrehzahl kann sich frei entwickeln. In diesem Drehzahlbereich gibt es für gewöhnlich auch keine potentiellen Ventilationseffekte.
Der oben genannte obere Drehzahlbereich enthält die Drehzahlen über die etwa 40% der vollen Betriebsdrehzahl und ist jener Drehzahlbereich, in dem der SFC aktiviert werden kann. In diesem oberen Drehzahlbereich wird der Luftmengenström in Übereinstimmung mit der in Figur 2 dargestellten Schaltungsanordnung gesteuert.
Figur 2 zeigt schematisch die Drehzahlsteuerschaltungs- anordnung mit drei Einheiten: Einheit A für die Steuerung der Turbinendrehzahl n, Einheit B für die Steuerung der Ausgangsleistung mit Hilfe der Steuerung des Luftstroms über die Lufteinlassventilposition yA und Einheit C für die Temperatursteuerung an der Verbrennungskammer (CC) mit Hilfe einer Steuerung der Brennstoffzufuhr yF.
Einheit A zeigt insbesondere jene Schaltungsanordnungsfunktionen, die das Betriebsverfahren gemäß der Erfindung ermöglichen. Einheit B und C zeigen jeweils Schaltungsanordnungsfunktionen, wie sie in herkömmlichen Betriebssystemen angewendet werden und die im Wesentlichen mit dem Verfahren gemäß dieser Erfindung kompatibel sind.
Einheit A für die Drehzahlsteuerschaltungsanordnung umfasst einen Eingang für zwei verschiedene Turbinendrehzahlwerte, die Drehzahl ni, welche die tatsächliche Turbinenrotordrehzahl ist, und τ_, welche ein Drehzahlzielwert ist. Bei der Steuerung mit geschlossenem Regelkreis wird die tatsächliche Drehzahl ni mit einem Drehzahlsollwert nsp verglichen. Wenn die tatsächliche Drehzahl m diesen Drehzahlsollwert überschreitet, aktiviert der PI-Drehzahlregler das Bremsmoment ^FC des SFC. Der Drehzahlsollwert Ώ_P wird durch den unteren Wert (MIN-Wert) einer bestimmten
Zieldrehzahl ns und einen Drehzahlbegrenzungswert nnm bestimmt. Der Begrenzungswert ιιm wird seinerseits durch eine Ventilationsberechnung gemäß einer Funktion f (mA) des aktuellen Luftmengenstroms bestimmt, der durch die Lufteinlassventile gegeben ist .
Der Wert des Luftmengenstroms mA stellt allgemein die Summe der drehzahlabhängigen Komponente mAn plus der lastabhängigen Komponente m^p dar. Da IΪIAP während des Anfahrprozesses gleich Null (nicht aktiv) ist, wird die Drehzahlbegrenzungsfunktion f (1%) nur durch mAn geregelt .
Die Funktion f (TΠA) ergibt eine maximal zulässige Drehzahl , den Drehzahlbegrenzungswert nii„ für einen gegebenen Luftmengenstrom mA, bei dem keine Ventilationseffekte auftreten. Der Wert von nim ist auch die maximale Drehzahl, die dem Drehzahlsollwert s gegeben wird. Somit wird durch dieses Steuerverfahren das Auftreten von Ventilationseffekten weitgehend verhindert. Der SFC bewirkt, dass die maximale Turbinenrotordrehzahl mim nicht überschritten wird.
Während des Anfahrens der Turbine umfasst das Verfahren eine Prozedur zum raschen Durchlaufen kritischer Drehzahlbereiche. Solche kritischen Drehzahlbereiche nCrit sind in der Bestimmung des Drehzahlsollwertes τ^P enthalten. Gemäß dem Verfahren wird der kritische
Drehzahlbereich gemäß einer Drehzahlrampenfunktion dn/dt durchlaufen. Solche kritischen Drehzahlbereiche sind sowohl für den Luftturbinen- als auch den Gasturbinenrotor vom Rotor abhängig. Diese haben jeweils ihre eigenen charakteristischen kritischen Drehzahlbereiche und zusammengekoppelt haben sie weitere kritische Drehzahlbereiche.
Innerhalb eines solchen kritischen Drehzahlbereichs, und falls der SFC bereits aktiv war, weil der gegebene
Referenzwert (gegeben bei der MIN-Funktion, die in
Figur 2 dargestellt ist) als Begrenzungswert diente, kann das SFC-Drehmoment zunächst auf kontrollierte Weise verringert werden, so dass die Turbinenwelle beschleunigt. Dies hält so lange an, wie die obere begrenzende Drehzahl, die von der momentanen
Luftströmungsrate abhängig ist, noch nicht erreicht ist. Danach wird die Drehzahl auf kontrollierte Weise erhöht, indem der Luftmengenstrom erhöht wird. Falls notwendig, aktiviert der Drehzahlregler den SFC als Bremse und trägt zu der Vermeidung der Ventilation bei. Dieser Prozess endet schließlich beim oberen Grenzwert des kritischen Drehzahlbereichs, woraufhin der normale Anlaufprozess wieder aufgenommen wird.
Wenn sich die Turbinendrehzahl zum Beispiel 95% der Drehzahl für die Synchronisierung nähert, wird der Luftstrom angehalten, während die Turbinendrehzahl weiter auf 100% erhöht wird, indem das Bremsmoment des
SFC verringert wird.
Einheit B zeigt schematisch das Verfahren zum Berechnen der Antriebssignale yA für das Einstellen der Hauptsteuerventile ( " ain control valves" - MCV) und der Sicherheitsventile ("bypass valves" - BYP) bei der Luftexpansionsturbine (AT) . Dieses Verfahren ist Teil des Standes der Technik und mit dem in Einheit A angeführten Verfahren kompatibel. Der Wert des Luftmengenstroms mA, der in die Bestimmung der
Steuersignale der Einlassventile einfließt, wird durch den leistungsrelevanten Luftstrom triÄP und den drehzahlrelevanten Luftstrom irkn bestimmt, der mit dem Zielluftstrom ms in direktem Zusammenhang steht. Der lastrelevante Luftmengenstrom mAP wird, neben anderen Parametern, durch die Schwankung in Frequenz Δf bestimmt, welche die Differenz zwischen der tatsächlichen Netzfrequenz und der nominalen oder Nennnetzfrequenz ist. Zum Beispiel wird im Falle einer Verringerung der tatsächlichen GNetzfrequenz die Turbinenleistung mit Hilfe der Steuerung des Luftmengenstroms mAP und einer geeigneten Ventilsteuerung erhöht .
Einheit C, die eine allgemeine Schaltungsanordnung nach dem Stand der Technik zeigt, die mit dem Verfahren gemäß Einheit A kompatibel ist, berechnet die Position yF des Brennstoffventils für eine dynamisch verstärkte Steuerung der Gasturbineneinlasstemperatur nach der Verbrennungskammer (CC) mit geschlossenem Regelkreis.

Claims

ANSPRÜCHE
1. Verfahren zum Betreiben einer Turbine, die in einem Druckluftenergiespeichersystem angeordnet ist, umfassend eine Kaverne zum Speichern von Druckluft, wobei die Turbine eine Luftexpansionsturbine, eine Gasturbine und einen Generator, die an einer einzigen Welle angeordnet sind, enthält, sowie einen statischen Frequenzwandler ("static frequency Converter"
SFC) , der auf derselben Welle angeordnet ist, wobei das System des Weiteren eine Lufteinlassleitung zur Beförderung eines Luftmengenstroms von der Kaverne zu der Luftexpansionsturbine, ein Lufteinlassventil, das in der Lufteinlassleitung angeordnet ist, eine weitere Leitung, die von der Luftexpansionsturbine zu einer Verbrennungskammer und von der Verbrennungskammer zu einer Gasturbine führt, und eine Brennstoffleitung zur Beförderung von
Brennstoff zu der Verbrennungskammer umfasst, wobei ein Brennstoffeinlassventil in der Brennstoffleitung angeordnet ist, wobei das Betriebsverfahren der Turbine Folgendes umfasst :
Steuern des Luftmengenstroms zu der Luftexpansionsturbine durch Einstellen des Lufteinlassventils, wobei in einem ersten Turbinendrehzahlbereich der Luftmengenstrom durch eine Steuerung mit offenem Regelkreis gesteuert wird und die Turbinendrehzahl sich frei nach der Luftmengenstromrate einstellen kann, die sich aus der Einstellung des Lufteinlassventils ergibt,
und in einem zweiten Turbinendrehzahlbereich, der größer als der erste Turbinendrehzahlbereich ist, die Turbinendrehzahl durch eine Steuerung mit geschlossenem Regelkreis in Übereinstimmung mit dem momentanen Luftmengenstrom gesteuert wird, der sich aus der Lufteinlassventilposition ergibt.
2. Verfahren zum Betreiben einer Turbine nach Anspruch 1,
wobei in dem zweiten Turbinendrehzahlbereich die Turbinendrehzahl durch einen Drehzahlregler begrenzt ist, der auf den statischen Frequenzwandler (SFC) wirkt, falls die Turbinendrehzahl einen vorbestimmten Drehzahl- bereich erreicht, der für Ventilationseffekte in der Turbine kritisch ist.
3. Verfahren zum Betreiben einer Luftexpansions- turbine nach Anspruch 2,
wobei bei der Steuerung mit geschlossenem Regelkreis die Turbinendrehzahl durch den Drehzahlregler begrenzt ist, auf den ein Drehzahlbegrenzungswert wirkt, der durch eine Ventilationsberechnung als Funktion des gegenwärtigen Luftmengenstroms bestimmt wird, und, falls die Turbinendrehzahl den Turbinendreh- zahlbegrenzungswert überschreitet, der Drehzahlregler den SFC aktiviert.
4. Verfahren zum Betreiben einer Turbine nach Anspruch 3 ,
wobei während des Anlaufbetriebs kritische
Drehzahlbereiche rasch durchlaufen werden, indem, wenn der untere Grenzwert eines kritischen Drehzahlbereichs erreicht ist, ein Drehzahlreferenzwert auf den oberen Grenzwert des kritischen Drehzahlbereichs erhöht wird und eine rampenformige Steuerung der notwendigen oberen Luftströmungsrate aktiviert wird, bis der obere Grenzwert des kritischen Drehzahlbereichs erreicht ist.
5. Verfahren zum Betreiben einer Turbine nach Anspruch 3 ,
wobei während des Anlaufbetriebs und kurz vor der
Synchronisierung mit dem Stromnetz der
Luftmengenstrom konstant gehalten und die
Turbinendrehzahl durch Aktivieren des SFC gesteuert wird.
Verfahren zum Betreiben einer Turbine nach Anspruch 1 ,
wobei der untere Drehzahlbereich die Turbinendreh- zahlen enthält, für welche der SFC nicht aktiviert werden kann, oder bis zu etwa 40 % der vollen Turbinenbetriebsdrehzahl .
7. Verfahren zum Betreiben einer Luftexpansions- turbine nach Anspruch 1 oder 2,
wobei der SFC aktiviert wird, um ein kontrolliertes Herunterfahren der Turbine zu ermöglichen.
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