Die Erfindung bezieht sich auf ein thermisches Kraftwerk gemäss dem Oberbegriff des ersten Anspruches.
Grosse Dampfturbogeneratorsysteme stellen für ihre Eigentümer beträchtliche Kapitalinvestitionen dar, und ihr wirtschaftlicher Nutzen für die Eigentümer verändert sich mit dem thermischen Wirkungsgrad, mit welchem die Dampfturbinen betrieben werden. Die Wichtigkeit eines Betriebes mit gutem thermischen Wirkungsgrad ist daran zu erkennen, dass angenommen wird, dass eine Differenz von einem Prozent im Wirkungsgrad einer Dampfturbine, die einen 1-Gigawatt-Elektrogenerator antreibt, über der Lebensdauer der Einheit grössenordnungsmässig einige zehn Millionen Dollar ausmacht.
Die Eigentümer eines grossen Dampfturbogenerators haben deshalb lebhaftes Interesse daran, die Betriebsparameter des Systems so nahe wie möglich bei dem optimalen Satz von Betriebsparametern zu halten, die für das System festgelegt worden sind und/oder während Betriebstests im Anschluss an die erste Installation des Systems entwickelt worden sind, da ein Abweichen von diesen Parametern den thermischen Wirkungsgrad reduziert. Darüber hinaus kann es zu einer unvermeidbaren Verschlechterung der Leistungsfähigkeit mit der Zeit kommen, und zwar aufgrund einer Verschlechterung von inneren Teilen oder aufgrund von anderen Ursachen. Einrichtungen zum Erkennen des Einsetzens und des Ausmasses einer solchen Verschlechterung sind nützlich.
Weiter ist es erwünscht, die Turbine auf interne Probleme zu überwachen, insbesondere auf den Typ von Problemen, der eine schnelle Erkennung erfordert und dadurch ein rechtzeitiges Eingreifen gestattet.
Trotz der Wichtigkeit, die Betriebsparameter auf Werten zu halten, die den thermischen Wirkungsgrad maximieren, halten im normalen Betrieb, der eine Kontrolle der steuerbaren Parameter einer grossen Dampfturbine von Minute zu Minute umfasst, die Turbinenbedienungspersonen in der Schaltwarte gewöhnlich dieses Betriebsparameter auf Werten, die nahe bei den optimalen Werten liegen, aber noch ausreichend weit vom Optimum abweichen, um beträchtliche Wirkungsgradabweichungen zu erzeugen, die zu erhöhten Kosten führen. Darüber hinaus liefert die herkömmliche Kraftwerksinsturmentierung keine Art von Information, die entweder die Genauigkeit oder den Informationsgehalt hat, um eine Bedienungsperson beim Einstellen und Halten einer Dampfturbine auf ihren besten Leistungsfähigkeitswerten anzuleiten.
Tatsächlich ist es bei dem Versuch, die Systemleistungsfähigkeit unter Verwendung von bekannten Überwachungssystemen zu optimieren, der Bedienungsperson möglich, Einstellungen vorzunehmen, die statt die Betriebsparameter im Sinne eines verbesserten Wirkungsgrades zu ändern, die Betriebsparameter so ändern, dass sich ein schlechterer Wirkungsgrad ergibt.
Als Teil der Installationsprozedur eines Dampfturbogeneratoruntersystems ist es üblich, dass die Eigentümer und/oder der Lieferer oder Turbinenhersteller sehr genaue Tests durchführen, um die Wärmeleistung des Systems zu demonstrieren oder zu bestimmen. Die Wärmeleistung ist ein Mass für den thermischen Wirkungsgrad eines Dampfturbogeneratorsystems, und zwar ausgedrückt durch die Anzahl der Einheiten der thermischen Eingangsleistung pro Einheit der elektrischen Ausgangsleistung. In einem zweckmässigen Einheitensystem wird die Wärmeleistung in britischen Wärmeeinheiten (BTUs) pro Kilowattstunde Ausgangsleistung gemessen. Ein bekannter Standardtest der Wärmeleistung ist der ASME-Test, der in der ASME-Veröffentlichung ANSI/ASME PTC 6 - 1976 Steam Turbines, definiert ist.
Ein vereinfachter ASME-Test ist in A Simplified ASME Acceptance Test Procedure for Steam Turbines, präsentiert auf der Joint Power Conference, 30. September 1980, in Phoenix, Arizona, beschrieben. Ein Erfordernis und ein Merkmal der beiden vorgenannten Tests ist die genaue Instrumentierung für Temperaturen, Drücke und Strömungen innerhalb einer Dampfturbine zusammen mit der sich ergebenden Generatorausgangsleistung zum genauen Bestimmen des Energieinhalts von solchen Bedingungen und der sich ergebenden Ausgangsleistung. Die Messgenauigkeit ist ausreichend gross, so dass keine Messtoleranz den Ergebnissen hinzugefügt zu werden braucht. Die Ausführung von solchen Tests ist teuer.
Beispielsweise erfordert der Standard-ASME-Test eine beträchtliche Installation an Spezialmessausrüstung, die beträchtliche Kosten verursacht, und ein grosses Ausmass an menschlicher Arbeitskraft für die Durchführung des Tests. Die wirtschaftliche Realität beschränkt daher die Durchführung von solchen Tests auf die erste Indienststellung eines neuen Dampfturbogeneratorsystems und (weniger häufig) auf die Wiederindienststellung eines Dampfturbogeneratorsystems zu einer späteren Zeit nach einer Überholung.
Neben ihren Kosten haben ASME-Tests den weiteren Nachteil, dass sie für die Verwendung im tagtäglichen Betrieb eines Dampfturbogeneratorsystems nicht geeignet sind. Die Instrumentierungen, die erforderlich sind, werden über längere Zeitspannen keine brauchbare Genauigkeit behalten. Darüber hinaus ist selbst dann, wenn solche Tests auf im wesentlichen gleichzeitiger, augenblicklicher und täglicher Basis ausgeführt werden könnten, der Typ von Information, der üblicherweise während solcher Tests erzeugt wird, obgleich er bei der ersten technischen Auswertung des Systems von unschätzbarem Wert ist, von einem Typ, der eine derartige beträchtliche Interpretation und Berechnung erfordert, um Steuereinstellungen zu gewinnen, dass er beim Anleiten einer Bedienungsperson bei der Betätigung der Bedienungselemente, die ihr verfügbar sind, bestenfalls von nebensächlichem Wert ist.
Gewöhnlich hat die verantwortliche Bedienungsperson in der Schaltwarte, die das Dampfturbinensystem direkt steuert, weder die Zeit noch die Neigung oder die Erfahrung, um die technischen Ergebnisse der ASME-Tests im wesentlichen augenblicklich in ein verständliches Format zu bringen. Ihre Hauptfunktion ist es, die Turbogeneratorleistungsfähigkeit in deren Beziehung zu anderen Turbogeneratorsätzen, die an das elektrische Übertragungssystem angeschlossen sind, zu überwachen. Unter diesem Gesichtspunkt muss ein Wärmeleistungsfähigkeitswächter relativ augenblickliche Daten aus dem Turbogeneratorsystem sammeln und eine begrenzte Menge an Information der Bedienungsperson in einem sehr knappen, schnell lesbaren und verständlichen Format darbieten, damit die Bedienungsperson den Turbogeneratorsatz so einstellen kann, dass er mit besserem Wirkungsgrad arbeitet.
Dagegen überprüft ein Auswerteingenieur die periodische Leistungsfähigkeitsstatistik für den Turbogeneratorsatz auf differenziertere und ausführlichere Weise. Da die Aufmerksamkeit des Auswerteingenieurs nicht unmittelbar auf die Dampfdrücke und -temperaturen und andere die Turbine beeinflussende Parameter gerichtet ist, kann er sich gemächlich mit einer ausführlicheren Analyse des Turbinenbetriebes befassen. Aus der Perspektive des Auswerteingenieurs ist eine ausführliche Darstellung auf einer viel höheren technischen Ebene der thermischen Leistungsfähigkeit jedes Hauptteils in dem Dampfturbogeneratorsystem erwünscht. Beispielshalber können die detaillierten Wärmeleistungsfähigkeitsdaten, die in einer Woche des Turbinenbetriebes zusammengestellt werden, ein beginnendes Problem bei dem Dampfkondensator beleuchten, das sich durch einen erhöhten Dampfaustrittsdruckwert ausdrückt.
Indem der Auswerteingenieur seine Aufmerksamkeit auf den Dampfaustrittsdruck gegenüber den anderen Teilen der Turbine über eine längere Zeitspanne, beispielsweise von zwei Monaten, konzentriert, könnte er den Eigentümern der Turbogeneratoreinheit empfehlen, den Kondensator zu reinigen oder zu modifizieren. Weiter würde eine Trendanalyse durch einen ausgeklügelten Wärmeleistungsfähigkeitswächter erleichtert.
Auf ASME-Tests kann jedoch am Anfang zurückgegriffen werden, um eine Bezugs- oder Entwurfsdatenbasis zu schaffen, aus der optimale Sätze von Betriebsparametern und die zugehörigen Wärmeleistungen und andere Parameter für ein neues Dampfturbogeneratorsystem gewonnen werden können. Nachdem solche optimalen Sätze von Betriebsdaten festgelegt sind, können die Betriebsparameter im späteren Betrieb des Systems mit ihnen verglichen werden, um den korrekten Betrieb des Systems festzustellen.
Es ist demgemäss Aufgabe der Erfindung, eine Anordnung zum Leiten des optimalen Betriebes eines thermischen Kraftwerks zu schaffen.
Dabei soll eine Anordnung zur Instrumentierung eines Dampfturbogeneratorsystems und zum Erzeugen eines Ausgangssignals geschaffen werden, das auf einer im wesentlichen augenblicklichen Basis benutzt werden kann, um die steuerbaren Parameter der Dampfturbine zu steuern und einen besseren Wirkungsgrad des Systems zu erzielen.
Ferner soll eine Anordnung zur Instrumentierung eines Dampfturbogeneratorsystems und zum Erzeugen eines Ausgangssignals geschaffen werden, das eine Bedienungsperson über die wirtschaftlichen Konsequenzen eines vorhandenen Satzes von Betriebsparametern direkt informiert und die Bedienungsperson dazu bringt, die Betriebsparameter im Sinne einer Verbesserung des Wirkungsgrads des Systems zu modifizieren.
Ausserdem soll eine Einrichtung zum Informieren des Auswerteingenieurs mit detaillierter Information und Analyse über jeden Hauptteil in dem Dampfströmungsweg des Turbogeneratorsystems geschaffen werden.
Schliesslich soll eine Anordnung zum Instrumentieren eines Dampfturbogeneratorsystems geschaffen werden, die die Wärmeleistungsfähigkeit jedes Hauptteils des Dampfströmungsweges des Turbogeneratorsystems überwacht und anzeigt.
Diese Aufgabe ist durch die Merkmale im Kennzeichnungsteil des ersten Anspruches gelöst.
Ausführungsformen sind in den abhängigen Ansprüchen umschrieben.
Ein Ausführungsbeispiel der Erfindung wird im folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnungen näher beschrieben. Es zeigen:
Fig. 1 ein vereinfachtes Blockschaltbild eines Dampfturbogeneratorsystems gemäss einer Ausführungsform der Erfindung,
Fig. 2 ein vereinfachtes Schaltbild eines Dampfturbogenerators, das bei der Erfindung benutzte Überwachungspunkte zeigt,
Fig. 3 ein Flussdiagramm, das die Funktionen eines Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächters als Teil des Datenverarbeitungsuntersystems nach Fig. 1 zeigt,
Fig. 4 ein Beispiel eines Anfangstemperaturkorrekturfaktordiagramms,
Fig. 5 ein Beispiel eines Zwischenüberhitzungstemperaturkorrekturfaktordiagramms,
Fig. 6 ein Beispiel eines Anfangsdruckkorrekturfaktordiagramms,
Fig. 7 ein Beispiel eines Austrittsdruckkorrekturfaktordiagramms,
Fig.
8 eine Bedienungsperson-Anzeige für den Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter,
Fig. 9 ein Teilflussdiagramm, das die Funktionen des Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächters als Teil des Datenverarbeitungsuntersystems nach Fig. 2 zeigt.
Fig. 10 den übrigen Teil des in Fig. 9 gezeigten Flussdiagramms, der die Funktionen eines Auswerteingenieur-Wächters weiter veranschaulicht, und
Fig. 11 eine Auswerteingenieur-Anzeige für den Wärmeleistungsfähigkeitswächter.
Die hauptsächlichen Bedienungselemente, die einer Bedienungsperson in der Schaltwarte eines Dampfturbogeneratorsystems verfügbar sind, sind Kesselbedienungselemente, die die Temperatur und den Druck der Hauptdampf- und der Zwischenüberhitzungsdampfversorgung bestimmen, und ein Hauptdampfeinlasssteuerventil oder -ventile, welche die Dampfmenge bestimmen, die in die erste oder HD-Turbinenstufe eingelassen wird. Die praktische Anleitung einer Bedienungsperson eines solchen Dampfturbogeneratorsystems beinhaltet Auswertungen der im wesentlichen augenblicklichen Betriebsparameter auf eine Weise, dass diese leicht, schnell und ohne detaillierte technische Analyse interpretiert werden können, um die Betätigung dieser hauptsächlichen Bedienungselemente zu erleichtern.
Fig. 1 zeigt ein insgesamt mit 10 bezeichnetes Dampfturbogeneratorsystem. Das Dampfturbogeneratorsystem 10 enthält einen Dampfturbogenerator 12, der thermische Eingangsleistung aus einem Dampfkessel 14 empfängt. Der Kessel 14 kann von irgendeiner zweckmässigen Bauart sein, d.h., es kann sich um einen kohlegefeuerten oder um einen ölgefeuerten Kessel handeln. Sowohl der Dampfturbogenerator 12 als auch der Kessel 14 werden durch Bedienungspersoneingangssignale gesteuert, welche durch eine Leitung 16 dargestellt sind, die von einer Bedienungsperson 18 kommt, um elektrische Ausgangsleistung zu erzeugen, was durch eine Leitung 20 dargestellt ist. Ein Satz gemessener Parameter aus dem Dampfturbogenerator 12 wird über eine Leitung 22 einem Datenverarbeitungsuntersystem 24 zugeführt.
Im folgenden ist noch ausführlicher beschrieben, dass es sich bei den gemessenen Parametern um solche handelt, die mit ausreichender Zuverlässigkeit und Genauigkeit langfristig erzielt werden können und die durch das Datenverarbeitungsuntersystem 24 so interpretiert werden können, dass die Bedienungsperson 18 bei der Steuerung des Dampfturbogenerators 12 und des Kessels 14 von Minute zu Minute angeleitet werden kann. Die Ausgangssignale des Datenverarbeitungsuntersystems 24 werden an ein Bedienungspersoninterfaceuntersystem 26 angelegt, bei welchem es sich um eine herkömmliche Bauart handeln kann, beispielsweise um eine Katodenstrahlröhrenanzeige, einen Drucker oder andere Arten von Analog- oder Digitalanzeigevorrichtungen.
Die Ausgangssignale des Datenverarbeitungsuntersystems 24 können ausserdem an ein Datenspeicheruntersystem 28 angelegt werden, in welchem die Daten für Langzeit- oder Kurzzeitzwecke ge speichert werden können. Das Datenspeicheruntersystem 28 kann von irgendeiner geeigneten Bauart sein, beispielsweise ein Drucker, in der bevorzugten Ausführungsform enthält das Datenverarbeitungsuntersystem 24 jedoch ein Digitalprozessor- und Datenspeicheruntersystem 28, das vorzugsweise eine Digitalspeichervorrichtung enthält, wie beispielsweise eine magnetische oder optische Platten- oder eine Magnetbandspeichervorrichtung.
An das Bedienungspersoninterfaceuntersystem 26 ist ein Auswerteingenieurinterfaceuntersystem 27 parallel angeschlossen. Das Interface 27 ermöglicht einem Auswerteingenieur 29, die Ausgangssignale des Datenverarbeitungsuntersystems 24 auf im Vergleich zu der Bedienungsperson 18 gemächlichere Weise zu studieren. Der Auswerteingenieur 29 steht mit der Bedienungsperson 18 in Verbindung, um die langfristige Leistungsfähigkeit des Turbogeneratorsystems 10 aufgrund der auf höherer Ebene stattfindenden, differenzierteren Analyse, mit der der Ingenieur die Daten betrachtet, zu verbessern. Der Ingenieur bestimmt ausserdem die Wartungsprozeduren für das System, und das Untersystem 27 unterstützt die Verbreitung dieser Prozeduren.
Fig. 2 zeigt ein vereinfachtes Schaltbild des Dampfturbogenerators 12, wobei nur diejenigen Einzelheiten gezeigt sind, die für die vollständige Offenbarung der Erfindung erforderlich sind. Der Dampfturbogenerator 12 ist herkömmlich, mit Ausnahme der Messvorrichtungen, die für die Zwecke der hier beschriebenen Erfindung in ihn eingebaut sind. Eine ausführliche Beschreibung des Dampfturbogenerators 12 wird daher weggelassen. Allgemein macht die Erfindung von Temperatur- und Druckmessungen an verschiedenen Stellen in dem Dampfturbogeneratorsystem Gebrauch, und zwar einschliesslich einer Messung der erzeugten elektrischen Ausgangsleistung, und vergleicht ihre Beziehung zu entsprechenden Entwurfswerten, um die Leistungsverluste, die Wirkungsgrade und die Wärmeleistungen in dem gesamten System auf einer im wesentlichen augenblicklichen Basis zu bestimmen.
Der Dampfturbogenerator 12 nach Fig. 1 besteht aus einer Dampfturbine 30, die über eine mechanische Verbindung 32 mit einem elektrischen Generator 34 gekuppelt ist, der elektrische Ausgangsleistung erzeugt. Ein Messwandler (nicht dargestellt) in dem elektrischen Generator 34 erzeugt ein elektrisches Ausgangsleistungssignal W1, das an die Leitung 20 angelegt wird, um zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen zu werden. Das Bedienungspersoneingangssignal auf der Leitung 16 wird durch hydraulische, elektrohydraulische, digitale oder andere bekannte Einrichtungen an einen Hauptsteuerventilstellantrieb 36 angelegt, der ein Hauptdampfeinlasssteuerventil 38 beeinflusst, was durch eine Leitung 40 dargestellt ist.
Ein Ventilpositionssignal V1 wird durch eine geeignete Einrichtung erzeugt und stellt das Ausmass dar, in welchem das Hauptsteuerventil 38 geöffnet wird, und dieses Signal wird an die Leitung 20 angelegt, um zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen zu werden. Das Ventil 38 repräsentiert eine Anzahl von Dampfeinlasssteuerventilen, die üblicherweise einer Dampfturbine zugeordnet sind.
Ein Dampferzeuger 42, der Teil des Kessels14 ist, erzeugt heissen, unter Druck stehenden Dampf, der dem Hauptsteuerventil 38 über eine Leitung 44 zugeführt wird. Der Dampf, der durch das Hauptsteuerventil 38 hindurchgeht, wird über eine Hauptdampfleitung 46 einem Eingang einer HD-Turbine 48 zugeführt. Der hier verwendete Begriff "HD" bezieht sich auf die Hochdruckturbine 48. Der Dampf, der die HD-Turbine 48 verlässt und nun teilweise entspannt und abgekühlt ist, aber noch beträchtliche Energie enthält, wird über eine Kaltzwischenüberhitzerleitung 50 einem Zwischenüberhitzer 52 zuge führt, der ebenfalls Teil des Kessel 14 ist.
Der Druck und die Temperatur des Dampfes in der Leitung 44 stromaufwärts des Hauptsteuerventils 38 und insgesamt an dessen Einlass werden durch Messfühler (nicht dargestellt) gemessen, die ein repräsentatives erstes Drucksignal P1 und ein erstes Temperatursignal T1 erzeugen, welche zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen werden. Der Druck und die Temperatur des Dampfes in der Kaltzwischenüberhitzerleitung 50 stromabwärts der HD-Turbine 48 im wesentlichen an deren Auslass werden durch Messfühler (nicht dargestellt) gemessen, die ein repräsentatives drittes Drucksignal P3 und ein drittes Temperatursignal T3 erzeugen, welche ebenfalls zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen werden.
Ein Druckmessfühler (nicht dargestellt) erzeugt ein Drucksignal P2, welches den Druck darstellt, der in der Nähe der ersten Stufe der HD-Turbine 48 gemessen wird, und das Signal wird zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen.
Eine Zwischen- oder Mitteldruckturbine 54 (im folgenden als MD-Turbine bezeichnet) empfängt zwischenüberhitzten Dampf aus dem Zwischenüberhitzer 52 auf einer Heisszwischenüberhitzerleitung 56, entspannt den Dampf, um ihm Energie zu entziehen, und gibt den Dampf über eine Austrittsleitung 58 an eine Niederdruckturbine 60 ab. Die Abtriebswellen der HD-Turbine 48, der MD-Turbine 54 und der Niederdruckturbine 60 (im folgenden als ND-Turbine bezeichnet) sind mechanisch miteinander verbunden, was durch Kupplungseinrichtungen 62 und 64 dargestellt ist, die ihrerseits mit der Verbindung 32 und mit dem Generator mechanisch gekuppelt sind.
Eine vierte Temperatur T4 und ein vierter Druck P4 in der Heisszwischenüberhitzerleitung 56 werden stromaufwärts der MD-Turbine 54 durch nichtdargestellte Messfühler gemessen, und repräsentative Signale werden zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen. Darüber hinaus werden eine fünfte Temperatur T5 und ein fünfter Druck P5 des Dampfes in der Leitung 58 strom abwärts der MD-Turbine 54 durch nichtdargestellte Messfühler gemessen, und Signale, welche diese Grössen darstellen, werden ebenfalls zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen. In einer weiteren Ausführungsform werden T5 und P5 in dem Niederdruckteil der ND-Turbine 60 gemessen.
Abdampf aus der ND-Turbine 60 wird über eine Leitung 66 einem Kondensator 68 zugeführt, in welchem der Dampf zu Wasser kondensiert wird, das anschliessend über eine Leitung 70 zur Wiederverwendung dem Dampferzeuger 42 zugeführt wird. Einer der Faktoren, die den Systemwirkungsgrad verschlechtern können, ist ein unzulänglicher Betrieb des Kondensators 68, der zu einem höheren als normalen Gegendruck an dem Auslass der Niederdruckturbine 60 führen kann. Dieser Gegendruck ist eine Anzeige dafür, dass der Betrieb des Kondensators 68 eine Nachstellung erfordert, um den Wirkungsgrad zu verbessern. Ein Druckmessfühler (nicht dargestellt) in der Leitung 66 erzeugt ein Austrittsdrucksignal P6, das zur weiteren Verarbeitung und Anzeige zu dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 übertragen wird.
Die verwendeten Temperaturmessfühler können von irgendeiner geeigneten Bauart sein. In der bevorzugten Ausführungsform enthält aber jeder Temperaturmessfühler mehrere hochgenaue Chromel-Konstantan (Typ E)-Thermoelemente (Chromel ist eine Legierung aus 80% Ni und 20% Cr), die in einer Vertiefung angeordnet und so positioniert sind, dass sie für den Dampf zugänglich sind, dessen Temperatur gemessen werden soll. Durch die Verwendung von mehreren Thermoelementen für jeden Messfühler können die Ergebnisse aus den Thermoelementen gemittelt werden, um die einzelnen Thermoelementfehler oder geringfügige Differenzen in den Systemtemperaturen wesentlich zu reduzieren. Darüber hinaus bietet das Vorhandensein von mehr als einem Thermoelement eine Redundanz für den Fall, dass ein oder mehrere Thermoelemente an einer Messfühlerstelle aus fallen sollten.
Die Übertragung der Temperatursignale kann erfolgen, indem analoge Spannungen benutzt werden, oder die Temperatursignale können vor der Übertragung digitalisiert werden, um die Messungen von den Kabellängen und von Rauschen weniger abhängig zu machen. Ebenso können die Druckmessfühler von irgendeinem geeigneten Typ sein, z.B. Druckmessfühler, die im Handel unter der Bezeichnung Heise Model 715T erhältlich sind, die geeignete Druck-, Genauigkeits- und Umgebungstemperaturbereiche haben.
Fig. 3 zeigt das Flussdiagramm für die hauptsächlichen Elemente, aus welchen ein Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter 72 als Teil des Datenverarbeitungsuntersystems 24 besteht. Das Flussdiagramm beschreibt funktional die verschiedenen Komponenten in dem Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter 72. Begonnen wird in der oberen linken Ecke in Fig. 3. Die Temperatur- und Druckeingangssignale werden dem Wächter 72 zugeführt. Sämtliche Temperatur- und Druckeingangssignale werden an einen Rechner 74 für die Abweichung der Temperatur und des Druckes von den Entwurfswerten angelegt. Der Rechner 74 enthält eine Datenbasis, die die Entwurfstemperatur- und -druckwerte für jedes abgefühlte Temperatur- und Drucksignal aufrechterhält. Somit hat der Druck P1, der an dem Einlass des Steuerventils 38 abgefühlt wird, einen entsprechenden ersten Entwurfsdruckwert P1DES.
Ebenso haben die Temperaturen T1, T3 usw. entsprechende Entwurfstemperaturwerte T1DES, T3DES usw. Diese Entwurfsdruck- und -temperaturwerte sind in dem Rechner 74 innerhalb der Klammern dargestellt. Die Dampftemperatur- und -druckentwurfswerte werden durch den Turbogeneratorhersteller oder während der ersten Indienststellung der Turbogeneratoreinheit festgelegt. Die im wesentlichen augenblicklichen Temperaturen und Drücke, die in dem gesamten Turbogeneratorsystem abgefühlt werden, werden der Bedienungsperson durch die Bedienungspersonanzeige 76 angezeigt. Der Rechner 74 subtra hiert die Entwurfswerte von ihren entsprechenden augenblicklich abgefühlten Signalen, um Temperatur- und Druckabweichungen von den Entwurfswerten zu gewinnen. Die Temperatur- und Druckabweichungen von den Entwurfswerten werden der Bedienungspersonanzeige 76 zugeführt.
Es sei beachtet, dass die Bedienungspersonanzeige 76 Teil des Bedienungspersoninterfaceuntersystems 26 ist und dass das Untersystem Information auf vereinfachte, leicht verständliche Weise der Bedienungsperson 18 präsentieren muss. Es ist üblich, dass die Bedienungsperson 18 für die Überwachung von mehreren weiteren Hauptsteuersystemen in dem Turbogeneratorsystem verantwortlich ist. Deshalb präsentiert die Bedienungspersonanzeige 76 der Bedienungsperson eine sehr verfeinerte Information auf der Basis von gewissen Betriebsparametern, d.h. auf der Basis von ausgewählten Temperaturen und Drücken.
Zentral für die Datenverarbeitung der Rohtemperatur- und -druckdaten ist ein Wirtschaftlicher-Verlust-Rechner 78 vorgesehen. Grundsätzlich werden dem Wirtschaftlicher-Verlust-Rechner 78 mehrere Wärmeleistungskorrekturfaktoren, das elektrische Ausgangsleistungssignal W1 und ein Entwurfswärmeleistungssignal H3 zugeführt. Der Verlustrechner 78 manipuliert, wie weiter unten noch näher beschrieben, diese Information und liefert der Bedienungsperson über die Bedienungspersonanzeige 76 spezifische wirtschaftliche Verlustzahlen in dem Format Kosten pro Zeiteinheit, normalerweise in Dollar pro Tag.
Ein Anfangstemperaturwärmeleistungskorrekturfaktorsignal FHR1 wird durch einen Anfangstemperaturwärmeleistungskorrekturfaktorrechner 80 erzeugt. Der Rechner 80 empfängt das Signal T1 und ein Signal, welches den im wesentlichen augenblicklichen Prozentsatz der Nennlast, bei dem das System arbeitet, darstellt. Das Signal ist hier mit "%LAST" dargestellt. Das den Prozentsatz der Nennlast angebende Signal lässt sich leicht berechnen und ist auf dem einschlägigen Fachgebiet bekannt. Der Anfangstemperaturwärmeleistungskorrekturfaktor FHR1 ist eine Funktion von T1 und des %LAST-Signals. Die Anfangstemperaturfunktion ist eine Beziehung zwischen der Abweichung von T1 von dem Entwurfstemperaturwert T1DES, was zu einer Prozentsatzänderung in einem Entwurfswärmeleistungswert führt.
Fig. 4 veranschaulicht graphisch die Anfangstemperaturkorrekturfaktorwerte für ein exemplarisches System. FHR1 ist durch die Linien dargestellt, die sich durch den unteren linken Quadranten und in den oberen rechten Quadranten erstrecken. Gemäss der Darstellung wird die Steigung der Anfangstemperaturfunktion durch den Prozentsatz der Nennleistung beeinflusst. Das Anfangstemperaturkorrekturfaktordiagramm sowie das Zwischenüberhitzungstemperaturkorrekturfaktordiagramm nach Fig. 5, das Anfangsdruckkorrekturfaktordiagramm nach Fig. 6 und das Austrittsdruckkorrekturfaktordiagramm nach Fig. 7 basieren auf theoretisch berechneten Daten, die sich auf eine gewisse Gruppe von Dampfturbinen beziehen und durch Testen von tatsächlichen Dampfturbinen überprüft worden sind. Diese Diagramme sind Stand der Technik.
Bekanntlich werden die in den Fig. 4, 5, 6 und 7 dargestellten Diagramme durch die Turbogeneratorhersteller normalerweise zu der Zeit geliefert, zu der das Turbogeneratorsystem an das Stromversorgungsunternehmen oder an die Eigentümer des Systems verkauft wird. Die hier dargestellten Diagramme beziehen sich nur allgemein auf ein System, das in Fig. 2 schematisch gezeigt ist.
Die HD-Turbine 48 hat eine zugeordnete Entwurfstemperatur T1DES, bei der ein Entwurfswärmeleistungswert erreicht werden sollte. Wenn T1 von T1DES abweicht, ändert sich die Wärmeleistung so, wie es in Fig. 4 graphisch dargestellt ist.
Ein Zwischenüberhitzungstemperaturwärmeleistungskorrekturfaktorrechner 82 nach Fig. 3 bildet eine Einrichtung zum Bestimmen eines entsprechenden Signals FHR2, das eine Funktion von T4 und %LAST ist. Die MD-Turbine 54 sollte bei einer spezifischen Entwurfstemperatur betrieben werden, d.h. bei T4DES, weshalb der FHR2-Faktor eine prozentuale Änderung der Wärmeleistung ist, was durch die Linien kleinerer Steigung in Fig. 5 graphisch dargestellt ist.
Einem Anfangsdruckwärmeleistungskorrekturfaktor-FHR3-Rechner 84 werden der Druck P1 und das %LAST-Signal zugeführt, wie es in Fig. 3 dargestellt ist. Das FHR3-Signal ist eine Funktion von P1, %LAST und dem Entwurfsdruckwert P1DES für die HD-Turbine 48. Der FHR3-Korrekturfaktor ist in Fig. 6 graphisch dargestellt. Grundsätzlich wird die HD-Turbine 48 so ausgelegt, dass sie bei einem Entwurfsdruck P1DES arbeitet, und Abweichungen von diesem Entwurfsdruck haben einen nachteiligen Einfluss auf die Wärmeleistung. Gemäss der Darstellung in Fig. 3 werden das FHR1-Signal, das FHR2-Signal und das FHR3-Signal an den Wirtschaftlicher-Verlust-Rechner 78 angelegt. Alle diese Signale geben die prozentualen Änderungen der Wärmeleistung ab dem Entwurfswert an und beziehen sich auf die Abweichung gewisser Betriebsparameter von den Entwurfswerten.
Allgemein wird die Gesamtleistungsfähigkeit des Turbogeneratorsystems durch den Gegendruck oder Austrittsdruck beeinflusst, der an dem Auslass der letzten Turbine in dem System vorhanden ist. Deshalb hat die ND-Turbine 60 einen Messfühler, der an der Leitung 66 angeordnet ist, um den Austrittsdruck P6 zu bestimmen. Der Druck P6 wird dem Austrittsdruckwärmeleistungskorrekturfaktor-FHR4-Rechner 86 zugeführt, welchem ausserdem ein Eingestellter-Durchfluss-Signal AF aus einem Eingestellter-Durchfluss-Rechner 88 zugeführt wird. Das AF-Signal kann bekanntlich auf unterschiedliche Weise berechnet werden. Eine Methode zum Berechnen des eingestellten Durchflusses AF basiert auf T1, V1 (der Position des Dampfeinlasssteuerventils 38), P1, P1DES, dem Dampfentwurfsdurchflusswert FL1 und T1DES.
Ein Algorithmus zum Gewinnen des Eingestellter-Durchfluss-Signals AF lautet folgendermassen:
AF = FL1*((T1 + 460)/(T1DES + 460))<1/2>*P1/P1DES
wobei FL1 in Pfund pro Stunde, T1 und T1DES in Grad Farenheit und AF in Pfund pro Stunde gerechnet werden.
Das AF-Signal und das Austrittsdrucksignal P6 werden an den Rechner 86 angelegt. Fig. 7 zeigt graphisch eine exemplarische Funktion zum Bestimmen des Faktors FHR4. Der Faktor FHR4 ist eine Beziehung zwischen der Abweichung von P6 von einem Entwurfsaustrittsdruckwert P6DES, was eine prozentuale Änderung des Entwurfswärmeleistungswertes für das Turbogeneratorsystem ergibt. Gemäss der Darstellung in Fig. 7 wird die augenblickliche Steigung des Austrittsdruckes durch das Verhältnis des eingestellten Durchflusses AF zu dem Entwurfsdurchflusswert FL1 beeinflusst. Das Verhältnis gibt den Prozentsatz des Entwurfsdurchflusses an. Das Signal FHR4 wird an den Wirtschaftlicher-Verlust-Rechner 78 angelegt.
Bekanntlich ist dem Turbogeneratorsystem ein Entwurfswärmeleistungswert bei einem spezifischen Prozentsatz der Nennlast zugeordnet. Der Entwurfswärmeleistungswert für das Turbogeneratorsystem ist zum Teil davon abhängig, ob die Turbine mit Dampf bei der Entwurfstemperatur T1DES und dem Entwurfsdruck P1DES versorgt wird. Wenn P1 und T1 von den Entwurfswerten abweichen, ändert sich daher die Entwurfswärmeleistung für das Turbinensystem. Ein Entwurfswärmeleistungsrechner 90 bildet eine Einrichtung zum Bestimmen der im wesentlichen augenblicklichen Entwurfswärmeleistung H3 für das System, das die Turbine 30 und den elektrischen Generator 34 enthält. Ein Entwurfswärmeleistungssignal H3 wird durch den Rechner 90 erzeugt. Das Steuerventilpositionssignal V1, das Signal T1 und das Signal P1 werden an den Rechner 90 angelegt.
Das Signal H3 steht in Beziehung zu einem korrigierten Prozentsatz des Durchflusses (PCF2) durch das Turbinensystem, und durch Vergleichen von PCF2 mit einer Datenbasis, die durch den Turbogeneratorhersteller geliefert oder nach den ersten Tests bei der Indienststellung der Turbogeneratoreinheit gewonnen wird, wird das Entwurfswärmeleistungssignal H3 erzielt. PCF2 kann durch verschiedene Methoden berechnet werden, von denen eine aus nachstehender Gleichung folgt:
PCF2 = f(V1)*((P1/VOL(P1,T1))/(P1DES/VOL(P1DES,T1DES))><1/2
> wobei f(V1) der Dampfdurchfluss in Prozent durch das Steuerventil ist, VOL(P1,T1) das spezifische Volumen des Dampfes bei dem Druck P1 und der Temperatur T1 ist, und VOL(P1DES, T1DES) das spezifische Entwurfsvolumen des Dampfes bei den Entwurfsdruck- und Entwurfstemperaturwerten ist.
Es ist auf dem einschlägigen Fachgebiet bekannt, wie der Dampfdurchfluss in Prozent durch das Steuerventil als Funktion von V1 zu bestimmen ist.
Der Rechner 78 liefert das Signal FHR1, das Signal FHR2, das FHR3, das Signal FHR4, das elektrische Ausgangssignal W1 und das Signal H3. In dem Rechner 78 ist ein Kosten-pro-Wärmeeinheit- oder Spezifischer-Wärmepreis-Faktor CF gespeichert, bei dem das System arbeitet. Mit anderen Worten, der Kessel 14 gibt Wärme oder thermische Energie mit einem bestimmten spezifischen Wärmepreis ab, beispielsweise in Dollar pro Million britische Wärmeeinheiten. Allgemein enthält der Rechner 78 eine Einrichtung zum Multiplizieren der Eingangssignale zusammen mit mehreren Umwandlungskonstanten, wodurch er Wirtschaftlicher-Verlust-Signale bildet, die in Kosten pro Zeiteinheit anzeigbar sind. Ein Hauptdampftemperaturverlustsignal VERLUST1 wird gebildet, indem W1, FHR1, H3 und das Spezifischer-Wärmepreis-Faktor-Signal CF zusammen mit einer ersten Konstanten multipliziert werden.
Bei dem Dampfturbinensystem, das hier beschrieben wird und die HD-Turbine 48, die MD-Turbine 54 und die ND-Turbine 60 enthält, wird das Hauptdampftemperaturverlustsignal VERLUST1 zu dem Zwischenüberhitzungsdampftemperaturverlustsignal VERLUST2 addiert, um ein Gesamttemperaturverlustsignal VERLUST5 zu gewinnen. Wenn das Dampfturbinensystem nur eine Turbine enthalten würde, die mit einem elektromagnetischen Generator gekuppelt wäre, würde das Hauptdampfverlustsignal VERLUST1 der Bedienungsperson dieses Einzelturbinensystems direkt angezeigt werden.
Ein Algorithmus zum Bestimmen des Hauptdampftemperaturverlustsignals VERLUST1 lautet folgendermassen:
VERLUST1 = (FHR1(T1,%LAST)/100)*H3*10<-><3>*W1*10<6>+24*CF*10<-><6>
In obiger Gleichung ist das Hauptdampftemperaturverlustsignal VERLUST1 in Dollar pro Tag anzeigbar.
Das Zwischenüberhitzungsdampftemperaturverlustsignal VERLUST2 stellt den wirtschaftlichen Verlust des Betreibens der MD-Turbine 54 bei einer Temperatur und einem Druck dar, die von der Entwurfstemperatur und dem Entwurfsdruck verschieden sind. Ein Algorithmus zum Bestimmen des Zwischenüberhitzungsdampftemperaturverlustsignals VERLUST2 lautet folgendermassen:
VERLUST2 = (FHR2(T4,%LAST)/100)*H3*10<-><3>*W1*10<6>*24*CF*10<-><6>
Der wirtschaftliche Verlust des Betreibens des Dampfturbinensystems 30 bei einem gewissen Druck wird durch ein Hauptdampfverlustsignal VERLUST3 geliefert, das aus folgender Gleichung gewonnen wird:
VERLUST3 = (FHR3(P1,%LAST)/100)*H3*10<-><3>*W1*10<6>*24*CF*10<-><6>
Ein Austrittsdruckverlustsignal VERLUST4 bezieht sich auf den wirtschaftlichen Verlust des Betreibens des Dampfturbinensystems bei einem Austrittsdruck P6, und eine Gleichung zum Bestimmen des Austrittsdruckverlustsignals VERLUST4 lautet folgendermassen:
VERLUST4 = (FHR4(P6,AF)/100)*H3*10<-><3>*W1*10<6>*24*CF*10<-><6>
Wie weiter oben erwähnt ist das Gesamttemperatur-wirtschaftlicher-Verlust-Signal VERLUST5 die Summe der Signale VERLUST1 und VERLUST2. Die Signale Gesamttemperaturverlust VERLUST5, Hauptdampfdruckverlust VERLUST3 und Austrittsdruckverlust VERLUST4 werden an die Bedienungspersonanzeige 76 angelegt. Auf diese Weise werden der Bedienungsperson 18 in Dollar pro Tag die wirtschaftlichen Konsequenzen des Betreibens des Dampfturbinensystems 30 bei einer steuerbaren Temperatur und einem steuerbaren Druck dargeboten. Der Austrittsdruckverlust zeigt an, dass Elemente stromabwärts der ND-Turbine 60 den Gegendruck erhöhen und dadurch das Entspannen des Dampfes in dem Dampfturbinensystem allgemein nachteilig beeinflussen.
Durch Verändern der Steuerventilposition V1 und der Eingangsleistung des Kessels 14 kann die Bedienungsperson 18 den Druck und die Temperatur der Dampfzufuhr zu dem Dampfturbinensystem 30 beeinflussen, um die Wärmeleistungsfähigkeit und die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Systems zu steigern. Die Bedienungspersonanzeige 76 zeigt ausserdem das elektrische Ausgangsleistungssignal W1 und die Gesamtsteuerventilposition V1 in Megawatt bzw. Prozent an.
Fig. 8 zeigt die Bedienungspersonanzeige für den Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter. Die Bedienungspersonanzeige kann eine Katodenstrahlröhre oder eine mit dem Auge lesbare Vorrichtung sein. Die Komponenten der Bedienungspersonanzeige sind oben erläutert worden. Die Daten, die der Bedienungspersonanzeige zugeführt werden, könnten auf geeigneten Vorrichtungen durch das Datenspeicheruntersystem 28 ständig aufgezeichnet werden. Ausserdem kann der Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter mit einem elektronischen Steuersystem verbunden sein, welches das Dampfturbinensystem 30 direkt steuert. In dieser Hinsicht würde das Steuersystem zulässige Bereiche der wirtschaftlichen Verlustwerte haben.
Wenn das Dampfturbinensystem 30 nicht innerhalb dieser vorher festgelegten Bereiche arbeiten würde, würde das elektronische Steuersystem die verschiedenen steuerbaren Parameter verändern, um das Dampfturbinensystem 30 in die zulässigen Betriebsbereiche zu bringen. Die in Fig. 8 dargestellte Anzeige der gemessenen Temperaturen, Drücke und ihrer entsprechenden Abweichung von den Entwurfswerten veranschaulicht einfach ausgewählte Bereiche in dem Dampfturbinensystem 30. Die Anzeige bietet ausserdem P2, P3, P5 und ihre zugehörigen Abweichungen von den Entwurfswerten dar.
Das in Fig. 1 gezeigte Datenverarbeitungsuntersystem 24 enthält ausserdem einen Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächter. Allgemein berechnet der Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächter den tatsächlichen Wirkungsgrad der HD- und der MD-Turbine, die Abweichung von der Entwurfswärmeleistung für diese Turbinen und den Leistungsverlust, der dem Dampfturbinensystem zugeordnet ist, welches bei einer augenblicklichen Versorgungstemperatur, einer augenblicklichen Zwischenüberhitzungstemperatur, einem augenblicklichen Versorgungsdruck und einem augenblicklichen Austrittsdruck arbeitet.
Aufgrund des umfangreichen technischen Trainings, der Ausbildung und der Erfahrung mit dem Turbogeneratorsystem kann der Auswerteingenieur, wenn ihm oder ihr diese Information dargeboten wird, Wartungsprozeduren oder wesentliche Änderungen in dem Gesamtbetrieb des Dampfturbinensystems 30, des Kessels 14, des Kondensators 68 und anderer zugehöriger Elemente in der Dampfturbinenanlage empfehlen. Gewöhnlich überprüft der Auswerteingenieur die Leistungsfähigkeit des Turbinensystems über eine beträchtlich lange Zeitspanne, beispielsweise eine Woche, im Vergleich zu der Überwachung des Turbinensystembetriebes durch die Bedienungsperson in der Schaltwarte. Wesentlich längere Zeitspannen werden für eine langfristige Trendanalyse benutzt.
Fig. 9 zeigt ein Flussdiagramm, das die Funktionen eines Teils des Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächters, der in dem Datenverarbeitungsuntersystem 24 enthalten ist, zeigt. Fig. 9 befasst sich hauptsächlich mit Einrichtungen zum Berechnen der Enthalpie des Dampfes, der in die HD-Turbine eintritt und die MD-Turbine verlässt, zum Umwandeln dieser Enthalpiewerte in Wirkungsgradwerte für die HD- und die MD-Turbine und zum anschliessenden Berechnen der HD- und MD-Abweichung in der Wärmeleistung von den Entwurfswerten. Ein Eingangsenthalpierechner 110 empfängt die Temperatur T1 und den Druck P1 an dem Einlass des Steuerventils 38. Der Rechner 110 kann eine Datenbasis enthalten, die durch ein Mollier-Diagramm chrakterisiert sein kann.
Daher wird die Eingangsenthalpie J1i des Dampfes berechnet, und ein Signal wird an einen Rechner 112 für den tatsächlichen HD-Wirkungsgrad angelegt. An einen Ausgangsenthalpierechner 114 werden T3 und P3 angelegt, die Ausgangsenthalpie J1e des Dampfes wird bestimmt, und anschliessend wird das Signal J1e an den Rechner 112 angelegt. Das Signal J1i und das Signal J1e werden auf einer im wesentlichen augenblicklichen Basis mit dem Abfühlen der Temperaturen und Drücke berechnet. Daher bringt der Rechner 112 das Wirkungsgradsignal, das den Betriebszustand der HD-Turbine 48 darstellt, ständig auf den neuesten Stand.
Ein Rechner 116 für die isentropische Ausgangsenthalpie empfängt T1, P1 und P3. Der isentropische Enthalpieabfall J1eth basiert auf den augenblicklichen Temperatur- und Druckablesungen und auf der Annahme eines adiabatischen und reversiblen Prozesses in der Dampfturbine und dem Steuerventil. Diese Berechnung ist bekannt und kann aus einer Datenbasis erfolgen, die durch ein Mollier-Diagramm gekennzeichnet ist.
Der Rechner 112 berechnet das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Enthalpieabfall (J1i-J1e) und dem isentropischen Enthalpieabfall (J1i-J1eth) und erzeugt ein Signal E3. Das den tatsächlichen HD-Wirkungsgrad darstellende Signal E3 wird an eine Auswerteingenieuranzeige 116a angelegt, die Teil des Auswerteingenieurinterfaceuntersystems 27 ist, das in Fig. 1 dargestellt ist.
Der Wirkungsgrad der MD-Turbine 54 ist für den Auswerteingenieur ebenfalls wichtig. Daher empfängt der Rechner 118 das Signal T4 und das Signal P4, die an dem Einlass der MD-Turbine 54 abgefühlt werden, und bestimmt die Eingangsenthalpie J2i für diese Turbine. Der Rechner 120 empfängt das Signal T5 und das Signal P5, die den Zustand des die MD-Turbine 54 verlassenden Dampfes darstellen, und bestimmt das Ausgangsenthalpiesignal J2e. Der Rechner 122 empfängt das Signal T4, das Signal P4 und das Signal P5, um die isentropische Ausgangsenthalpie J2eth für die MD-Turbine 54 zu bestimmen. Diese drei Enthalpiesignale werden an einen Rechner 124 für den tatsächlichen MD-Wirkungsgrad angelegt. Der Rechner 124 subtrahiert das Ausgangsenthalpiesignal J2e von dem Eingangsenthalpiesignal J2i und subtrahiert das isentropische Enthalpiesignal J2eth von dem Eingangsenthalpiesignal J2i.
Ein Verhältnis des tatsächlichen Enthalpieabfalls und des isentropischen Enthalpieabfalls für die MD-Turbine 54 ergibt das Signal E4 für den tatsächlichen MD-Wirkungsgrad. Das Signal E4 wird schliesslich der Auswerteingenieuranzeige 116a zugeführt.
Ein Entwurfswirkungsgradrechner 126 empfängt das Signal T1, das Signal P1 und das Steuerventilpositionssignal V1, um den im wesentlichen augenblicklichen Entwurfswirkungsgrad der Dampfturbine zu bestimmen. Das Entwurfswirkungsgradsignal E1 basiert auf den obigen Eingangssignalen sowie den Entwurfsdruck- und -temperaturwerten für die Dampfturbine. Der Rechner 126 enthält eine Datenbasis, die durch den Turbogeneratorhersteller formuliert oder während der ersten Indienststellung der Turbogeneratoreinheit festgelegt wird. Das Signal E1 basiert auf dem korrigierten Prozentsatz des Dampfdurchflusses PCF2 durch das Turbinensystem. Eine der Methoden zum Bestimmen von PCF2 ergibt sich durch den Algorithmus, der oben mit Bezug auf den Entwurfswärmeleistungsrechner 90 erläutert worden ist und bei dem V1, P1 und T1 als Eingangssignale benutzt werden.
Das Signal E1 wird ebenso wie das den tatsächlichen HD-Wirkungsgrad darstellende Signal E3 an den Rechner 130 für die HD-Abweichung der Wärmeleistung vom Entwurfswert angelegt. Der Rechner 130 berechnet die Abweichung H1 der Wärmeleistung vom Entwurfswert durch Subtrahieren des augenblicklichen Entwurfs-HD-Wirkungsgrades E1 von dem tatsächlichen Wirkungsgrad E3 und Dividieren des Ergebnisses durch den augenblicklichen Entwurfswirkungsgrad E1 und einen Umwandlungsfaktor. Der Algorithmus für das die HD-Abweichung der Wärmeleistung darstellende Signal H1 lautet folgendermasssen:
H1 = -(100*((E3-E1)/E1))/6,7)
Das Signal H1 wird an die Auswerteingenieuranzeige 116a angelegt. Der Divisor 6, 7 hängt von dem spezifischen Turbinen entwurf ab und stellt daher lediglich ein Beispiel dar.
Ein Entwurfswirkungsgrad für die MD-Turbine 132 wird durch den Turbinenhersteller als eine installationsabhängige Konstante E2 geliefert. Bekanntlich ist der Entwurfswirkungsgrad der MD-Turbine aufgrund des Nichtvorhandenseins von Ventilen oder anderen Vorrichtungen, die den Dampfdurchfluss durch diese Turbine behindern würden, im wesentlichen konstant. Der Fachmann weiss, dass der MD-Entwurfswirkungsgrad über im wesentlichen dem gesamten Dampfdurchflussbereich konstant ist. Das Entwurfswirkungsgradsignal E2 wird an einen Rechner 134 für die MD-Abweichung der Wärmeleistung vom Entwurfswert angelegt. Ausserdem wird an den Rechner 134 das den tatsächlichen MD-Wirkungsgrad darstellende Signal E4 angelegt.
Der Rechner 134 subtrahiert das Signal E2 von dem Signal E4, dividiert das Ergebnis durch das Signal E2 und multipliziert es mit einem Umwandlungsfaktor, um das Signal H2 zu erzeugen, das die MD-Abweichung der Wärmeleistung vom Entwurfswert darstellt. Ein Algorithmus für H2 lautet folgendermassen:
H2 = -(100*((E4-E2)/E2))/10)
Das Signal H2 wird ebenso wie das Signal E2 und das Signal E4 an die Auswerteingenieuranzeige 116a angelegt. Der Faktor 10 ist lediglich exemplarisch und bezieht sich auf ein spezifisches Turbinensystem. Gemäss der Darstellung in Fig. 9 werden sowohl das Signal H1, das die HD-Abweichung vom Entwurfswert darstellt, als auch das Signal H2, das die MD-Abweichung vom Entwurfswert darstellt, zu weiteren Elementen übertragen, deren Funktionen in Fig. 10 gezeigt sind.
Fig. 10 zeigt ein Flussdiagramm, das den übrigen Teil des Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächters veranschaulicht. Fig. 10 bezieht sich auf die Leistungsverluste, die mit dem Betrieb des Dampfturbinensystems 30 bei steuerbaren Temperaturen und Drücken, welche von den Entwurfswerten abweichen können, verbunden sind.
Ein Anfangstemperaturkilowattlastkorrekturfaktor (FLAST1)-Rechner 140 empfängt T1 und das den Prozentsatz der Nennlast angebende Signal %LAST. Die Funktion zum Bestimmen des Faktors FLAST1 ist ein Ausdruck, der auf der Abweichung der Temperatur T1 von der Entwurfstemperatur T1DES basiert, die eine prozentuale Änderung des Entwurfswärmeleistungswertes für das Turbinensystem ergibt. Die Steigung dieses Anfangstemperaturleistungsausdrucks wird durch das %LAST-Signal beeinflusst. Eine FLAST1-Funktion ist in Fig. 4 graphisch durch die Linien dargestellt, die sich aus dem oberen linken Quadranten in den unteren rechten Quadranten erstrecken.
Auf ähnliche Weise wie die Anfangstemperaturwärmeleistungskorrekturfaktorfunktion FHR1, die mit Bezug auf den Rechner 80 nach Fig. 3 beschrieben worden ist, basiert die Funktion auf theoretischen Berechnungen, die durch Feldtests an tatsächlichen Turbinensystemen bestätigt werden.
Das Signal FLAST1 wird an einen Rechner 142 für den Hauptdampftemperaturleistungsverlust W6 angelegt. An den Rechner 142 wird ausserdem das elektrische Ausgangsleistungssignal W1 angelegt, und eine Methode zum Berechnen von W6 lautet folgendermassen:
W6 = (FLAST1(T1,%LAST)/100)*W1
Das Signal W6 kann direkt an die Auswerteingenieuranzeige 116b oder an einen Summierer 144 angelegt werden, was in Fig. 10 dargestellt ist.
Einem Zwischenüberhitzungstemperaturkilowattlastkorrektur-(FLAST2)-Faktor-Rechner 146 werden die Signale T4 und %LAST zugeführt. Die Funktion zum Bestimmen des Faktors FLAST2 ist ein Ausdruck, der auf der Abweichung der Temperatur T4 von einem Zwischenüberhitzungsentwurfstemperaturwert T4DES basiert, die eine prozentuale Änderung des Entwurfswärmeleistungswertes für das Turbinensystem ergibt. Die Funktion FLAST2 ist in Fig. 5 graphisch dargestellt und wird im wesentlichen ähnlich wie FHR2, FLAST1 und FHR1 erzeugt.
Das Signal FLAST2 wird an einen Zwischenüberhitzungsdampftemperaturleistungsverlust-W7-Rechner 148 ebenso wie das Signal W1 angelegt. Der Rechner 148 dividiert den Faktor FLAST2 durch einen Korrekturfaktor und multipliziert das mit dem Signal W1 wie in dem folgenden exemplarischen Algorithmus:
W7 = (FLAST2(T4,%LAST)/100)*W1
Das Signal W7 wird an den Summierer 144 angelegt, wo dieses Signal zu dem Signal W6 addiert wird, um ein Gesamttemperaturleistungsverlustsignal W9 zu liefern. Das Signal W9 wird schliesslich der Auswerteingenieuranzeige 116b zugeführt.
Ein Anfangsdruckkilowattlastkorrekturfaktor (FLAST3)-Rechner 150 empfängt P1 und %LAST. Die Funktion zum Bestimmen des Signals FLAST3 ist ein Ausdruck, der auf der Abweichung des Signals P1 von P1DES basiert, die eine prozentuale Änderung des Entwurfswärmeleistungswertes für das Dampfturbinensystem ergibt. Auf ähnliche Weise wie bei dem Anfangsdruckwärmeleistungskorrekturfaktor FHR3 hat der Faktor FLAST3 eine Steigung, die durch das den Prozentsatz der Nennlast angebende Signal beeinflusst wird. Ein Beispiel für den Anfangsdruckkorrekturfaktor, wie dieser sich auf Änderungen der Last in Kilowatt bezieht, ist in Fig. 6 graphisch dargestellt. Die FLAST1-Faktor-, FLAST2-Faktor- und FLAST3-Faktor-Funktionen werden auf dieselbe Weise wie die weiter oben erläuterten entsprechenden Wärmeleistungskorrekturfaktoren festgelegt.
Das FLAST3-Signal wird an einen Hauptdampfdruckverlust-W8-Rechner 152 ebenso wie das Signal W1 angelegt. Der Rechner 152 bestimmt das Signal W8 durch Dividieren des FLAST3-Signals durch einen Umwandlungsfaktor und Multiplizieren mit dem Signal W1 auf folgende Weise:
W8 = -(FLAST3(P1,%LAST)/100)*W1
Das Signal W8 wird an die Anzeige 116b angelegt.
Ein schlechtes Austrittsdruckleistungsverlustsignal W3 zeigt dem Auswerteingenieur einen Leistungsverlust an, der auf einem unzulässig hohen Turbinenaustrittsdruck wegen Elementen in dem System stromabwärts der MD-Turbine 60 basiert. Das Signal W3 wird durch einen Austrittsdruckleistungsverlustrechner 154 erzeugt, der das Signal W1 und das Austrittsdruckwärmeleistungskorrekturfaktorsignal FHR4 empfängt. Das Austrittsdruckwärmeleistungskorrekturfaktorsignal FHR4 wird durch einen Rechner 156 erzeugt. Der Rechner 156 und ein Rechner 158 für den eingestellten Durchfluss AF gleichen im wesentlichen dem Rechner 86 und dem Rechner 88 nach Fig. 3. Der Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächter kann unabhängig von dem Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter oder mit dem Wächter der Bedienungsperson kombiniert sein.
In letzterem Fall wäre die Duplizierung des Rechners 158 und 156 unnötig. Ein Algorithmus zum Berechnen von W3 lautet folgendermassen:
W3 = (FHR4(P6,AF)/(100 + FHR4(P6,AF)))3*W1
Ein HD- und MD-Turbinenwirkungsgradleistungsverlustrechner 160 empfängt das die HD-Abweichung der Wärmeleistung von dem Entwurfswert darstellende Signal H1 und das die MD-Abweichung der Wärmeleistung von dem Entwurfswert darstellende Signal H2, wie es in Fig. 10 dargestellt ist. Das Signal W1 wird ebenfalls an den Rechner 160 angelegt. Ein HD- und MD-Turbinenwirkungsgradleistungsverlustsignal W2 wird berechnet, indem das Signal H1 mit einem Umwandlungsfaktor multipliziert, zu dem Ergebnis H2 addiert und die sich ergebende Summe mit dem Signal W1 und einem weiteren Umwandlungsfaktor multipliziert wird. Eine Gleichung zum Berechnen des HD-und des MD-Wirkungsgradleistungsverlustsignals W2 lautet folgendermassen:
W2 = ((1,7*H1) + H2)*(W1/100)
Das Signal W2 wird an die Anzeige 116b angelegt. Der Umwandlungsfaktor 1,7 in der obigen Gleichung bezieht sich auf das spezifische Turbinensystem. Dieser Faktor veranschaulicht, dass die HD-Abweichung der Wärmeleistung vom Entwurfswert mehr zu einem Leistungsverlust beiträgt als die MD-Abweichung der Wärmeleistung vom Entwurfswert. Die grössere Auswirkung wird beachtet, weil kleinere Enthalpien innerhalb der HD-Turbine, die sich in H1 ausdrücken, die Enthalpie reduzieren, die zu dem Dampf in dem Zwischenüberhitzer hinzugefügt werden kann. Daher wird die Energie, die dem Dampf durch die MD-Turbine entzogen werden kann, reduziert.
Eine Entwurfstemperatur- und -druckdatenbasis 162 liefert der Auswerteingenieuranzeige 116b den Entwurfsdruck und die Entwurfstemperaturen. Ausserdem werden der Auswerteingenieuranzeige 116b sämtliche abgefühlten Drücke P1, P2, P3, P4, P5, P6 und sämtliche abgefühlten Temperaturen T1, T3, T4 und T5 geliefert. Der Ursprung dieser abgefühlten Signale ist in Fig. 2 klar gezeigt.
Fig. 11 veranschaulicht allgemein eine Auswerteingenieuranzeige, die die Steuerventilposition V1, die Entwurfswirkungsgrade E1 und E2, die tatsächlichen Wirkungsgrade E3 und E4, die Abweichung H1 und H2 der Wärmeleistung vom Entwurfswert sowie die verschiedenen Leistungsverlustsignale W9, W8, W2 und W3 sowie deren Beziehung zu dem die gemessene Last oder die elektrische Ausgangsleistung darstellenden Signal W1 angibt.
Der einschlägige Fachmann erkennt, dass das Turbogeneratorsystem über seine empfohlenen Entwurfsparameter hinaus betrieben werden kann, d.h., T1 und P1 können grösser sein als T1DES und P1DES. Daraus folgt, dass das System bei höheren Wirkungsgraden betrieben werden kann, die zu negativen wirtschaftlichen Verlusten (in dem Bedienungsperson-Wächter) und zu negativen Leistungsverlusten (in dem Auswerteingenieur-Wächter) führen. Der oder die Wächter, die oben erläutert und hier beansprucht sind, decken eine solche Situation ab.
Der Bedienungsperson-Wärmeleistungsfähigkeitswächter und der Auswerteingenieur-Wärmeleistungsfähigkeitswächter können zu einem allgemeinen Wärmeleistungsfähigkeitswächter kombiniert werden. Für den Fachmann ist die Möglichkeit einer solchen Kombination klar. Ein solcher allgemeiner Wärmeleistungsfähigkeitswächter fällt unter die beigefügten Patentansprüche.
Während der Erläuterung der Ausführungsform der Erfindung enthielt das Dampfturbinensystem 30 die HD-Turbine 48, die MD-Turbine 54 und die ND-Turbine 60. Der hier beschriebene Turbinenwärmeleistungsfähigkeitswächter könnte aber auch für andere Dampfturbinensysteme benutzt werden. Tatsächlich könnte eine einzelne Dampfturbine einen elektromagnetischen Generator antreiben und der Wärmeleistungsfähigkeitswächter könnte in Verbindung mit dieser einzelnen Dampfturbine arbeiten. Lediglich der Übersichtlichkeit halber bezieht sich die vorstehende Beschreibung nur auf ein drei Turbinen enthaltendes System. Einige der beigefügten Patentansprüche beziehen sich jedoch auf ein Einzelturbinensystem. Zum Unterscheiden zwischen den verschiedenen Signalen in jedem System bezeichnen die kleinen Buchstaben Signale in dem Einzeltur binensystem und die grossen Buchstaben Signale in dem Mehrturbinensystem.
Beispielsweise wird in dem Einzelturbinensystem die erste Temperatur mit "t1" und der erste im wesentlichen augeblickliche Entwurfswirkungsgrad mit "e1" bezeichnet. Dagegen werden die entsprechenden Signale in dem Mehrturbinensystem mit "T1" bzw. "E2" bezeichnet. Diese Nomenklatur wird der Übersichtlichkeit halber benutzt und ist keineswegs in irgendeinem einschränkenden Sinn zu verstehen.
Unter einem anderen Gesichtspunkt kann ein Turbinensystem zwei oder mehr als zwei Hochdruckdampfturbinen enthalten, die mit einer Zwischen- oder Mitteldruckturbine und mit einer Niederdruckturbine und schliesslich mit einem elektrischen Generator mechanisch gekuppelt sind. Der Fachmann könnte die hier beschriebene Erfindung benutzen, indem er geeignete Einrichtungen hinzufügt, damit diese zusätzliche Turbinenleistungsfähigkeit in dem Wärmeleistungsfähigkeitswächter enthalten ist. Die beigefügten Patentansprüche decken ein solches Dampfturbinensystem.
Es sind zwar mehrere Messfühler beschrieben, die die Signale P, T liefern, es könnten jedoch Signalaufbereitungseinrichtungen oder weitere ausfallsichere Einrichtungen in Verbindung mit den Messfühlern benutzt werden, um die Unversehrtheit der Eingangssignale des Wärmeleistungsfähigkeitswächters zu gewährleisten. Diese Aufbereitungseinrichtungen können periodisch nachgestellt werden, beispielsweise jährlich, um die Rohdaten von P und T zu korrigieren.
Viele Typen von elektrischen Vorrichtungen können als der hier beschriebene Wärmeleistungsfähigkeitswächter benutzt werden. Bei einem Ausführungsbeispiel wurde ein Minicomputer HP 1000 von Hewlett Packard in Verbindung mit Fortran-Subroutinen benutzt. Bei einem zweiten Ausführungsbeispiel wurde ein Minicomputer Intel 8086 der Intel Corporation in Verbindung mit Fortran-Subroutinen benutzt. Obgleich bei mehreren arbeitenden Ausführungsformen eine digitale elektronische Ausrüstung benutzt worden ist, könnte eine völlig analoge Wärmeleistungsfähigkeitsüberwachungseinrichtung auf die hier beschriebene Weise entwickelt werden.
Die beigefügten Patentansprüche decken sämtliche dem Fachmann geläufigen Modifizierungen. Die Angabe von verschiedenen Konstanten, Proportionalitätsfaktoren, Anzahlen und Umwandlungsfaktoren in den Patentansprüche ist nicht in einschränkendem Sinn zu verstehen.
The invention relates to a thermal power plant according to the preamble of the first claim.
Large steam turbine generator systems represent significant capital investments for their owners, and their economic benefits for the owners change with the thermal efficiency with which the steam turbines are operated. The importance of a company with good thermal efficiency can be seen from the fact that it is assumed that a difference of one percent in the efficiency of a steam turbine that drives a 1 gigawatt electrical generator would make up some tens of millions of dollars over the life of the unit.
The owners of a large steam turbine generator are therefore keen to keep the system's operating parameters as close as possible to the optimal set of operating parameters that have been set for the system and / or developed during operational tests following the initial installation of the system are, since a deviation from these parameters reduces the thermal efficiency. In addition, there may be an inevitable deterioration in performance over time due to deterioration of internal parts or other causes. Means of recognizing the onset and extent of such deterioration are useful.
It is also desirable to monitor the turbine for internal problems, particularly for the type of problem that requires quick detection and thereby timely intervention.
Despite the importance of keeping the operating parameters at values that maximize thermal efficiency, in normal operation, which includes controlling the controllable parameters of a large steam turbine from minute to minute, the turbine operators in the control room usually maintain this operating parameter at values that are close are at the optimal values, but still deviate sufficiently far from the optimum to produce considerable efficiency deviations which lead to increased costs. Furthermore, conventional power plant instrumentation does not provide any type of information that has either the accuracy or the informational content to guide an operator in setting and holding a steam turbine at its best performance levels.
In fact, when attempting to optimize system performance using known monitoring systems, the operator is able to make settings that, instead of changing the operating parameters for improved efficiency, change the operating parameters to result in poorer efficiency.
As part of the steam turbine generator subsystem installation procedure, it is common for the owners and / or the supplier or turbine manufacturer to perform very accurate tests to demonstrate or determine the thermal performance of the system. The thermal output is a measure of the thermal efficiency of a steam turbine generator system, expressed in terms of the number of units of the thermal input power per unit of the electrical output power. In an expedient unit system, the thermal output is measured in British thermal units (BTUs) per kilowatt hour of output. A well-known standard test of thermal performance is the ASME test, which is defined in the ASME publication ANSI / ASME PTC 6 - 1976 Steam Turbines.
A simplified ASME test is described in A Simplified ASME Acceptance Test Procedure for Steam Turbines, presented at the Joint Power Conference, September 30, 1980, in Phoenix, Arizona. A requirement and feature of the two aforementioned tests is the accurate instrumentation for temperatures, pressures, and currents within a steam turbine along with the resulting generator output to accurately determine the energy content of such conditions and the resulting output. The measurement accuracy is sufficiently high that no measurement tolerance needs to be added to the results. Such tests are expensive to run.
For example, the standard ASME test requires a significant installation of special measurement equipment, which is expensive, and a large amount of human labor to perform the test. Economic reality therefore restricts such tests to the first commissioning of a new steam turbine generator system and (less frequently) to the re-commissioning of a steam turbine generator system at a later time after an overhaul.
In addition to their costs, ASME tests have the further disadvantage that they are not suitable for use in the daily operation of a steam turbine generator system. The instrumentation that is required will not maintain useful accuracy over long periods of time. In addition, even if such tests could be performed on a substantially concurrent, instantaneous, and daily basis, the type of information that is typically generated during such tests, although invaluable when the system is first evaluated, is of the art a type that requires such considerable interpretation and calculation to gain control settings that it is at best of secondary importance in guiding an operator in the operation of the controls available to them.
Typically, the operator in the control room that controls the steam turbine system directly has neither the time nor the inclination nor the experience to essentially instantly translate the technical results of the ASME tests into an understandable format. Its main function is to monitor the turbogenerator performance in relation to other turbogenerator sets connected to the electrical transmission system. From this point of view, a thermal performance monitor must collect relatively instantaneous data from the turbogenerator system and present a limited amount of information to the operator in a very concise, quickly readable and understandable format so that the operator can adjust the turbogenerator set to operate with greater efficiency.
On the other hand, an evaluation engineer checks the periodic performance statistics for the turbo generator set in a more differentiated and detailed manner. Since the evaluation engineer is not directly focused on the steam pressures and temperatures and other parameters influencing the turbine, he can take a leisurely look at a more detailed analysis of the turbine operation. From the perspective of the evaluation engineer, a detailed presentation at a much higher technical level of the thermal performance of each main part in the steam turbine generator system is desired. For example, the detailed thermal performance data that is compiled in a week of turbine operation may illuminate a beginning problem with the steam condenser, which is expressed by an increased steam outlet pressure value.
By concentrating his attention on the steam outlet pressure against the other parts of the turbine over a longer period of time, for example two months, the evaluation engineer could recommend the owners of the turbogenerator unit to clean or modify the condenser. A trend analysis would also be facilitated by a sophisticated thermal performance monitor.
However, ASME testing can be used initially to create a reference or design database from which optimal sets of operating parameters and associated heat outputs and other parameters can be obtained for a new steam turbine generator system. After such optimal sets of operating data have been determined, the operating parameters can be compared with them later in the operation of the system in order to determine the correct operation of the system.
It is accordingly an object of the invention to provide an arrangement for guiding the optimal operation of a thermal power plant.
An arrangement for instrumenting a steam turbine generator system and for generating an output signal is to be created which can be used on an essentially instantaneous basis to control the controllable parameters of the steam turbine and to achieve a better system efficiency.
Furthermore, an arrangement for instrumentation of a steam turbine generator system and for generating an output signal is to be created, which directly informs an operator about the economic consequences of an existing set of operating parameters and causes the operator to modify the operating parameters in order to improve the efficiency of the system.
In addition, a device for informing the evaluation engineer with detailed information and analysis about each main part in the steam flow path of the turbogenerator system is to be created.
Finally, an arrangement for instrumenting a steam turbine generator system is to be created which monitors and displays the thermal performance of each main part of the steam flow path of the turbogenerator system.
This object is achieved by the features in the characterizing part of the first claim.
Embodiments are described in the dependent claims.
An embodiment of the invention is described below with reference to the drawings. Show it:
1 is a simplified block diagram of a steam turbine generator system according to an embodiment of the invention,
2 shows a simplified circuit diagram of a steam turbine generator, which shows monitoring points used in the invention,
3 is a flowchart showing the functions of an operator thermal efficiency monitor as part of the data processing subsystem of FIG. 1.
4 shows an example of an initial temperature correction factor diagram,
5 shows an example of a reheat temperature correction factor diagram,
6 shows an example of an initial pressure correction factor diagram,
7 shows an example of a discharge pressure correction factor diagram,
Fig.
8 is an operator display for the operator thermal efficiency monitor;
9 is a partial flow diagram showing the functions of the evaluation engineer thermal performance monitor as part of the data processing subsystem of FIG. 2.
10 shows the remaining part of the flowchart shown in FIG. 9, which further illustrates the functions of an evaluation engineer watchman, and
Fig. 11 is an evaluation engineer display for the thermal performance monitor.
The main controls available to an operator in the control room of a steam turbine generator system are boiler controls that determine the temperature and pressure of the main steam and reheat steam supplies, and a main steam inlet control valve or valves that determine the amount of steam that will flow into the first or HD -Turbine stage is let in. The practical guidance of an operator of such a steam turbine generator system includes evaluations of the essentially instantaneous operating parameters in such a way that they can be interpreted easily, quickly and without detailed technical analysis in order to facilitate the operation of these main operating elements.
1 shows a steam turbine generator system, designated overall by 10. The steam turbine generator system 10 includes a steam turbine generator 12 that receives thermal input power from a steam boiler 14. The boiler 14 can be of any convenient type, i.e., it can be a coal-fired or an oil-fired boiler. Both steam turbine generator 12 and boiler 14 are controlled by operator input signals, which are represented by line 16 coming from an operator 18 to produce electrical output, which is represented by line 20. A set of measured parameters from the steam turbine generator 12 is fed via a line 22 to a data processing subsystem 24.
In the following it is described in more detail that the measured parameters are those which can be achieved in the long term with sufficient reliability and accuracy and which can be interpreted by the data processing subsystem 24 in such a way that the operator 18 in controlling the steam turbine generator 12 and of the boiler 14 can be instructed from minute to minute. The output signals of the data processing subsystem 24 are applied to an operator interface subsystem 26, which may be of a conventional type, such as a CRT display, a printer, or other types of analog or digital display devices.
The output signals of the data processing subsystem 24 can also be applied to a data storage subsystem 28 in which the data can be stored for long-term or short-term purposes. The data storage subsystem 28 may be of any suitable type, such as a printer, but in the preferred embodiment, the data processing subsystem 24 includes a digital processor and data storage subsystem 28, which preferably includes a digital storage device such as a magnetic or optical disk or a magnetic tape storage device.
An evaluation engineer interface subsystem 27 is connected in parallel to the operator interface subsystem 26. The interface 27 enables an evaluation engineer 29 to study the output signals of the data processing subsystem 24 in a more leisurely manner in comparison to the operator 18. The evaluation engineer 29 is in contact with the operator 18 in order to improve the long-term performance of the turbogenerator system 10 on the basis of the more sophisticated analysis taking place at a higher level, with which the engineer looks at the data. The engineer also determines the maintenance procedures for the system, and subsystem 27 supports the dissemination of these procedures.
FIG. 2 shows a simplified circuit diagram of the steam turbine generator 12, only the details being shown which are necessary for the complete disclosure of the invention. The steam turbine generator 12 is conventional, except for the measuring devices built into it for the purposes of the invention described herein. A detailed description of the steam turbine generator 12 is therefore omitted. In general, the invention makes use of temperature and pressure measurements at various locations in the steam turbine generator system, including measurement of the electrical output generated, and compares their relationship to corresponding design values to determine the power losses, efficiencies, and thermal outputs in the entire system in one to determine essentially instantaneous basis.
The steam turbine generator 12 according to FIG. 1 consists of a steam turbine 30 which is coupled via a mechanical connection 32 to an electrical generator 34 which generates electrical output power. A transducer (not shown) in electrical generator 34 generates an electrical output power signal W1 that is applied to line 20 to be transmitted to data processing subsystem 24. The operator input signal on line 16 is applied by hydraulic, electrohydraulic, digital, or other known means to a main control valve actuator 36 which affects a main steam inlet control valve 38, which is represented by line 40.
A valve position signal V1 is generated by suitable means and represents the extent to which the main control valve 38 is opened and this signal is applied to line 20 for transmission to the data processing subsystem 24. Valve 38 represents a number of steam inlet control valves that are typically associated with a steam turbine.
A steam generator 42, which is part of the boiler 14, generates hot, pressurized steam which is fed to the main control valve 38 via a line 44. The steam that passes through the main control valve 38 is supplied to an input of an HP turbine 48 via a main steam line 46. The term "HD" used here refers to the high-pressure turbine 48. The steam that leaves the HD turbine 48 and is now partially expanded and cooled, but still contains considerable energy, is fed via a cold reheater line 50 to an reheater 52, which is also part of the boiler 14.
The pressure and temperature of the steam in line 44 upstream of the main control valve 38 and overall at its inlet are measured by sensors (not shown) which generate a representative first pressure signal P1 and a first temperature signal T1 which are transmitted to the data processing subsystem 24. The pressure and temperature of the steam in the cold reheater line 50 downstream of the HD turbine 48 substantially at its outlet are measured by sensors (not shown) that generate a representative third pressure signal P3 and a third temperature signal T3, which also go to the data processing subsystem 24 be transmitted.
A pressure sensor (not shown) generates a pressure signal P2, which represents the pressure measured near the first stage of the HD turbine 48, and the signal is transmitted to the data processing subsystem 24.
An intermediate or medium pressure turbine 54 (hereinafter referred to as an MD turbine) receives reheated steam from the reheater 52 on a hot reheater line 56, relaxes the steam to extract energy from it, and releases the steam via an outlet line 58 to a low pressure turbine 60 . The output shafts of the HD turbine 48, the MD turbine 54 and the low pressure turbine 60 (hereinafter referred to as LP turbine) are mechanically connected to one another, which is represented by coupling devices 62 and 64, which in turn are connected to the connection 32 and to the generator are mechanically coupled.
A fourth temperature T4 and a fourth pressure P4 in the hot reheater line 56 are measured upstream of the MD turbine 54 by sensors, not shown, and representative signals are transmitted to the data processing subsystem 24. In addition, a fifth temperature T5 and a fifth pressure P5 of the steam in line 58 downstream of the MD turbine 54 are measured by sensors, not shown, and signals representing these quantities are also transmitted to the data processing subsystem 24. In another embodiment, T5 and P5 are measured in the low pressure part of the LP turbine 60.
Exhaust steam from the LP turbine 60 is fed via a line 66 to a condenser 68, in which the steam is condensed to water, which is then fed to the steam generator 42 for reuse via a line 70. One of the factors that can degrade system efficiency is inadequate operation of the condenser 68, which can result in a higher than normal back pressure at the outlet of the low pressure turbine 60. This back pressure is an indication that the operation of the condenser 68 requires adjustment to improve efficiency. A pressure sensor (not shown) on line 66 generates an exit pressure signal P6 which is transmitted to data processing subsystem 24 for further processing and display.
The temperature sensors used can be of any suitable type. In the preferred embodiment, however, each temperature sensor contains several highly precise Chromel constantan (type E) thermocouples (Chromel is an alloy of 80% Ni and 20% Cr), which are arranged in a recess and positioned so that they are accessible to the steam are whose temperature is to be measured. By using several thermocouples for each sensor, the results from the thermocouples can be averaged to significantly reduce the individual thermocouple errors or minor differences in the system temperatures. In addition, the presence of more than one thermocouple provides redundancy in the event that one or more thermocouples at one sensor location should fail.
The temperature signals can be transmitted using analog voltages, or the temperature signals can be digitized prior to transmission to make the measurements less dependent on cable lengths and noise. Also, the pressure sensors can be of any suitable type, e.g. Pressure sensors that are commercially available under the designation Heise Model 715T, which have suitable pressure, accuracy and ambient temperature ranges.
FIG. 3 shows the flow diagram for the main elements that make up an operator thermal efficiency monitor 72 as part of the data processing subsystem 24. The flowchart functionally describes the various components in the operator thermal efficiency monitor 72. It begins in the upper left corner in Fig. 3. The temperature and pressure input signals are applied to the monitor 72. All temperature and pressure input signals are applied to a computer 74 for the deviation of the temperature and pressure from the design values. The calculator 74 contains a database that maintains the design temperature and pressure values for each sensed temperature and pressure signal. Thus, the pressure P1 sensed at the inlet of the control valve 38 has a corresponding first design pressure value P1DES.
Likewise, temperatures T1, T3, etc. have corresponding design temperature values T1DES, T3DES, etc. These design pressure and temperature values are shown in calculator 74 within the parentheses. The steam temperature and pressure design values are determined by the turbogenerator manufacturer or during the first commissioning of the turbogenerator unit. The essentially instantaneous temperatures and pressures sensed throughout the turbogenerator system are displayed to the operator by the operator display 76. The calculator 74 subtracts the design values from their corresponding currently sensed signals to obtain temperature and pressure deviations from the design values. The temperature and pressure deviations from the design values are fed to the operator display 76.
Note that the operator display 76 is part of the operator interface subsystem 26 and that the subsystem must present information to the operator 18 in a simplified, easily understandable manner. It is common for operator 18 to be responsible for monitoring a number of other main control systems in the turbogenerator system. Therefore, the operator display 76 presents the operator with very refined information based on certain operating parameters, i.e. based on selected temperatures and pressures.
An economic loss calculator 78 is provided centrally for the data processing of the raw temperature and pressure data. Basically, the economic loss calculator 78 is supplied with a plurality of thermal power correction factors, the electrical output power signal W1 and a design thermal power signal H3. Loss calculator 78 manipulates this information, as described further below, and provides the operator via operator display 76 with specific economic loss figures in the cost per unit time format, typically in dollars per day.
An initial temperature thermal power correction factor signal FHR1 is generated by an initial temperature thermal power correction factor calculator 80. The computer 80 receives the signal T1 and a signal which represents the substantially instantaneous percentage of the nominal load at which the system is operating. The signal is shown here with "% LAST". The signal indicating the percentage of the nominal load is easy to calculate and is known in the relevant field. The initial temperature thermal power correction factor FHR1 is a function of T1 and the% LAST signal. The initial temperature function is a relationship between the deviation of T1 from the design temperature value T1DES, resulting in a percentage change in a design thermal output value.
4 graphically illustrates the initial temperature correction factor values for an exemplary system. FHR1 is represented by the lines extending through the lower left quadrant and in the upper right quadrant. As shown, the slope of the initial temperature function is influenced by the percentage of the nominal power. 5, the initial pressure correction factor diagram according to FIG. 6 and the outlet pressure correction factor diagram according to FIG. 7 are based on theoretically calculated data which relate to a certain group of steam turbines and have been checked by testing actual steam turbines. These diagrams are state of the art.
As is known, the diagrams shown in Figures 4, 5, 6 and 7 are typically provided by the turbogenerator manufacturers at the time the turbogenerator system is sold to the power company or to the system owners. The diagrams shown here only relate generally to a system which is shown schematically in FIG. 2.
The HD turbine 48 has an associated design temperature T1DES at which a design thermal output value should be achieved. If T1 deviates from T1DES, the heat output changes as shown graphically in FIG. 4.
An intermediate superheat temperature thermal power correction factor calculator 82 of FIG. 3 provides means for determining a corresponding signal FHR2 which is a function of T4 and% LAST. The MD turbine 54 should be operated at a specific design temperature, i.e. at T4DES, which is why the FHR2 factor is a percentage change in thermal output, which is shown graphically by the lines of smaller slope in FIG. 5.
An initial pressure thermal output correction factor FHR3 calculator 84 is supplied with the pressure P1 and the% LAST signal, as shown in FIG. 3. The FHR3 signal is a function of P1,% LAST and the design pressure value P1DES for the HD turbine 48. The FHR3 correction factor is shown graphically in FIG. 6. Basically, the HD turbine 48 is designed to operate at a P1DES design print, and deviations from this design print have an adverse impact on thermal performance. As shown in FIG. 3, the FHR1 signal, the FHR2 signal and the FHR3 signal are applied to the economic loss calculator 78. All of these signals indicate the percentage changes in thermal output from the design value and relate to the deviation of certain operating parameters from the design values.
Generally, the overall performance of the turbogenerator system is affected by the back pressure or outlet pressure that is present at the outlet of the last turbine in the system. Therefore, the LP turbine 60 has a sensor located on line 66 to determine the discharge pressure P6. The pressure P6 is fed to the outlet pressure thermal power correction factor FHR4 calculator 86, which is also fed with an adjusted flow signal AF from an adjusted flow calculator 88. As is known, the AF signal can be calculated in different ways. One method for calculating the set flow AF is based on T1, V1 (the position of the steam inlet control valve 38), P1, P1DES, the steam design flow value FL1 and T1DES.
An algorithm for obtaining the set flow signal AF is as follows:
AF = FL1 * ((T1 + 460) / (T1DES + 460)) <1/2> * P1 / P1DES
where FL1 is calculated in pounds per hour, T1 and T1DES in degrees farenheit and AF in pounds per hour.
The AF signal and the exit pressure signal P6 are applied to the computer 86. 7 graphically shows an exemplary function for determining factor FHR4. The FHR4 factor is a relationship between the deviation of P6 from a design exit pressure value P6DES, which gives a percentage change in the design thermal output value for the turbogenerator system. According to the illustration in FIG. 7, the instantaneous rise in the outlet pressure is influenced by the ratio of the flow rate AF set to the design flow rate value FL1. The ratio indicates the percentage of design flow. The signal FHR4 is applied to the economic loss calculator 78.
As is known, the turbogenerator system is assigned a design thermal output value at a specific percentage of the nominal load. The design thermal output value for the turbogenerator system depends in part on whether the turbine is supplied with steam at the design temperature T1DES and the design pressure P1DES. Therefore, if P1 and T1 deviate from the design values, the design heat output for the turbine system changes. A design thermal power calculator 90 provides means for determining the substantially instantaneous design thermal power H3 for the system that includes the turbine 30 and the electrical generator 34. A design thermal power signal H3 is generated by the computer 90. The control valve position signal V1, the signal T1 and the signal P1 are applied to the computer 90.
The H3 signal is related to a corrected percentage of flow (PCF2) through the turbine system, and by comparing PCF2 to a database supplied by the turbine generator manufacturer or obtained after the initial tests when the turbine generator unit was commissioned, the design thermal output signal becomes H3 achieved. PCF2 can be calculated by several methods, one of which follows from the equation below:
PCF2 = f (V1) * ((P1 / VOL (P1, T1)) / (P1DES / VOL (P1DES, T1DES))> <1/2
> where f (V1) is the percent steam flow through the control valve, VOL (P1, T1) is the specific volume of steam at pressure P1 and temperature T1, and VOL (P1DES, T1DES) is the specific design volume of steam at Design pressure and design temperature values is.
It is known in the art how to determine the percent vapor flow through the control valve as a function of V1.
The computer 78 supplies the signal FHR1, the signal FHR2, the FHR3, the signal FHR4, the electrical output signal W1 and the signal H3. A cost per unit of heat or specific heat price factor CF at which the system operates is stored in the computer 78. In other words, the boiler 14 emits heat or thermal energy with a certain specific heat price, for example in dollars per million British heating units. Generally, calculator 78 includes means for multiplying the input signals by a plurality of conversion constants, thereby forming more economical loss signals that can be displayed in unit cost. A main steam temperature loss signal LOSS1 is formed by multiplying W1, FHR1, H3 and the specific heat price factor signal CF together with a first constant.
In the steam turbine system described herein, which includes the HD turbine 48, the MD turbine 54, and the LP turbine 60, the main steam temperature loss signal LOSS1 is added to the reheat steam temperature loss signal LOSS2 to produce a total temperature loss signal LOSS5. If the steam turbine system included only one turbine that was coupled to an electromagnetic generator, the main steam loss signal LOSS1 would be directly displayed to the operator of this single turbine system.
An algorithm for determining the main steam temperature loss signal LOSS1 is as follows:
LOSS1 = (FHR1 (T1,% LAST) / 100) * H3 * 10 <-> <3> * W1 * 10 <6> + 24 * CF * 10 <-> <6>
In the above equation, the main steam temperature loss signal LOSS1 can be displayed in dollars per day.
The reheat steam temperature loss signal LOSS2 represents the economic loss of operating the MD turbine 54 at a temperature and pressure that are different from the design temperature and pressure. An algorithm for determining the reheat temperature loss signal LOSS2 is as follows:
LOSS2 = (FHR2 (T4,% LOAD) / 100) * H3 * 10 <-> <3> * W1 * 10 <6> * 24 * CF * 10 <-> <6>
The economic loss of operating the steam turbine system 30 at a certain pressure is provided by a main steam loss signal LOSS3, which is obtained from the following equation:
LOSS3 = (FHR3 (P1,% LAST) / 100) * H3 * 10 <-> <3> * W1 * 10 <6> * 24 * CF * 10 <-> <6>
An outlet pressure loss signal LOSS4 refers to the economic loss of operating the steam turbine system at an outlet pressure P6, and an equation for determining the outlet pressure loss signal LOSS4 is as follows:
LOSS4 = (FHR4 (P6, AF) / 100) * H3 * 10 <-> <3> * W1 * 10 <6> * 24 * CF * 10 <-> <6>
As mentioned above, the total temperature economic loss signal LOSS5 is the sum of the signals LOSS1 and LOSS2. The total temperature loss LOSS5, main steam pressure loss LOSS3, and outlet pressure loss LOSS4 signals are applied to the operator display 76. In this way, the operator 18 is presented in dollars a day with the economic consequences of operating the steam turbine system 30 at a controllable temperature and pressure. The exit pressure drop indicates that elements downstream of the LP turbine 60 increase the back pressure and thereby generally adversely affect the expansion of steam in the steam turbine system.
By changing the control valve position V1 and the input power of the boiler 14, the operator 18 can influence the pressure and temperature of the steam supply to the steam turbine system 30 to increase the thermal and economic performance of the system. The operator display 76 also displays the electrical output power signal W1 and the overall control valve position V1 in megawatts or percent.
8 shows the operator display for the operator thermal efficiency monitor. The operator display can be a cathode ray tube or an eye-readable device. The components of the operator display have been explained above. The data supplied to the operator display could be continuously recorded on suitable devices by the data storage subsystem 28. In addition, the operator thermal performance monitor can be connected to an electronic control system that directly controls the steam turbine system 30. In this regard, the tax system would have acceptable ranges of economic loss values.
If the steam turbine system 30 were not operating within these predetermined ranges, the electronic control system would change the various controllable parameters to bring the steam turbine system 30 into the allowable operating ranges. The display of the measured temperatures, pressures and their corresponding deviation from the design values shown in FIG. 8 simply illustrates selected areas in the steam turbine system 30. The display also shows P2, P3, P5 and their associated deviations from the design values.
The data processing subsystem 24 shown in FIG. 1 also includes an evaluation engineer thermal performance monitor. In general, the evaluator thermal efficiency monitor calculates the actual efficiency of the HD and MD turbines, the deviation from the design thermal output for these turbines, and the power loss associated with the steam turbine system, which is at an instantaneous supply temperature, an instantaneous superheat temperature, an instantaneous supply pressure, and an instantaneous exit pressure works.
Due to the extensive technical training, training and experience with the turbogenerator system, the evaluation engineer, when presented with this information, can perform maintenance procedures or significant changes in the overall operation of the steam turbine system 30, the boiler 14, the condenser 68 and other related elements in FIG recommend the steam turbine system. Usually, the evaluation engineer checks the performance of the turbine system over a considerably long period of time, for example a week, compared to the monitoring of the turbine system operation by the operator in the control room. Much longer periods are used for a long-term trend analysis.
9 is a flowchart showing the functions of a portion of the evaluator thermal performance monitor included in the data processing subsystem 24. Fig. 9 is primarily concerned with means for calculating the enthalpy of the steam entering and exiting the HD turbine, converting these enthalpy values into efficiency values for the HD and MD turbines and then calculating the HD - and MD deviation in thermal output from the design values. An input enthalpy calculator 110 receives the temperature T1 and pressure P1 at the inlet of the control valve 38. The calculator 110 may include a database, which may be characterized by a Mollier diagram.
Therefore, the input enthalpy J1i of the steam is calculated and a signal is applied to a calculator 112 for the actual HD efficiency. T3 and P3 are applied to an output enthalpy computer 114, the output enthalpy J1e of the steam is determined, and then the signal J1e is applied to the computer 112. Signal J1i and signal J1e are calculated on a substantially instantaneous basis with the sensing of temperatures and pressures. Therefore, the computer 112 constantly updates the efficiency signal, which represents the operating state of the HD turbine 48.
An isentropic exit enthalpy calculator 116 receives T1, P1 and P3. The isentropic enthalpy drop J1eth is based on the current temperature and pressure readings and on the assumption of an adiabatic and reversible process in the steam turbine and the control valve. This calculation is known and can be done from a database which is identified by a Mollier diagram.
The calculator 112 calculates the ratio between the actual enthalpy drop (J1i-J1e) and the isentropic enthalpy drop (J1i-J1eth) and generates a signal E3. The actual HD efficiency signal E3 is applied to an evaluation engineer display 116a, which is part of the evaluation engineer interface subsystem 27 shown in FIG. 1.
The efficiency of the MD turbine 54 is also important for the evaluation engineer. Therefore, computer 118 receives signal T4 and signal P4 sensed at the inlet of MD turbine 54 and determines the input enthalpy J2i for that turbine. The computer 120 receives the signal T5 and the signal P5, which represent the state of the steam leaving the MD turbine 54, and determines the output enthalpy signal J2e. The computer 122 receives the signal T4, the signal P4 and the signal P5 in order to determine the isentropic initial enthalpy J2eth for the MD turbine 54. These three enthalpy signals are applied to a computer 124 for the actual MD efficiency. The calculator 124 subtracts the output enthalpy signal J2e from the input enthalpy signal J2i and subtracts the isentropic enthalpy signal J2eth from the input enthalpy signal J2i.
A ratio of the actual enthalpy drop and the isentropic enthalpy drop for the MD turbine 54 gives the signal E4 for the actual MD efficiency. The signal E4 is finally fed to the evaluation engineer display 116a.
A design efficiency calculator 126 receives signal T1, signal P1 and control valve position signal V1 to determine the substantially instantaneous design efficiency of the steam turbine. The design efficiency signal E1 is based on the above input signals as well as the design pressure and temperature values for the steam turbine. The computer 126 contains a database which is formulated by the turbogenerator manufacturer or which is determined during the first commissioning of the turbogenerator unit. Signal E1 is based on the corrected percentage of steam flow PCF2 through the turbine system. One of the methods for determining PCF2 results from the algorithm which has been explained above with reference to the design thermal power calculator 90 and which uses V1, P1 and T1 as input signals.
The signal E1, like the signal E3 representing the actual HD efficiency, is applied to the computer 130 for the HD deviation of the thermal output from the design value. The calculator 130 calculates the deviation H1 of the thermal output from the design value by subtracting the current design HD efficiency E1 from the actual efficiency E3 and dividing the result by the current design efficiency E1 and a conversion factor. The algorithm for the signal H1 representing the HD deviation of the heat output is as follows:
H1 = - (100 * ((E3-E1) / E1)) / 6.7)
Signal H1 is applied to evaluation engineer display 116a. The divisor 6, 7 depends on the specific turbine design and is therefore only an example.
Design efficiency for the MD turbine 132 is provided by the turbine manufacturer as an installation dependent constant E2. As is known, the design efficiency of the MD turbine is essentially constant due to the absence of valves or other devices that would impede the flow of steam through this turbine. Those skilled in the art know that the MD design efficiency is constant over substantially the entire steam flow range. The design efficiency signal E2 is applied to a computer 134 for the MD deviation of the thermal output from the design value. In addition, the signal E4 representing the actual MD efficiency is applied to the computer 134.
The calculator 134 subtracts the signal E2 from the signal E4, divides the result by the signal E2 and multiplies it by a conversion factor to produce the signal H2, which represents the MD deviation of the thermal output from the design value. An algorithm for H2 is as follows:
H2 = - (100 * ((E4-E2) / E2)) / 10)
Signal H2, like signal E2 and signal E4, is applied to evaluation engineer display 116a. The factor 10 is only exemplary and relates to a specific turbine system. According to the illustration in FIG. 9, both the signal H1, which represents the HD deviation from the design value, and the signal H2, which represents the MD deviation from the design value, are transmitted to further elements, the functions of which are shown in FIG. 10 .
Fig. 10 shows a flowchart illustrating the remaining part of the evaluation engineer thermal performance monitor. 10 relates to the power losses associated with operating the steam turbine system 30 at controllable temperatures and pressures that may vary from the design values.
An initial temperature kilowatt load correction factor (FLAST1) calculator 140 receives T1 and the% LAST signal indicative of the percentage of the nominal load. The function for determining the factor FLAST1 is an expression based on the deviation of the temperature T1 from the design temperature T1DES, which gives a percentage change in the design thermal output value for the turbine system. The slope of this initial temperature performance expression is affected by the% LAST signal. A FLAST1 function is graphically represented in Figure 4 by the lines extending from the upper left quadrant to the lower right quadrant.
In a manner similar to the initial temperature thermal power correction factor function FHR1, which has been described with reference to the calculator 80 of FIG. 3, the function is based on theoretical calculations, which are confirmed by field tests on actual turbine systems.
The signal FLAST1 is applied to a computer 142 for the main steam temperature power loss W6. The electrical output power signal W1 is also applied to the computer 142, and one method for calculating W6 is as follows:
W6 = (FLAST1 (T1,% LAST) / 100) * W1
The signal W6 can be applied directly to the evaluation engineer display 116b or to a summer 144, which is shown in FIG. 10.
An intermediate superheat temperature kilowatt load correction (FLAST2) factor calculator 146 receives signals T4 and% LAST. The function for determining the factor FLAST2 is an expression based on the deviation of the temperature T4 from an intermediate superheat design temperature value T4DES, which results in a percentage change in the design thermal output value for the turbine system. The function FLAST2 is shown graphically in FIG. 5 and is generated essentially similar to FHR2, FLAST1 and FHR1.
The FLAST2 signal is applied to an intermediate superheat steam power loss W7 calculator 148, as is the W1 signal. The calculator 148 divides the factor FLAST2 by a correction factor and multiplies this by the signal W1 as in the following exemplary algorithm:
W7 = (FLAST2 (T4,% LAST) / 100) * W1
Signal W7 is applied to summer 144, where this signal is added to signal W6 to provide a total temperature power loss signal W9. The signal W9 is finally fed to the evaluation engineer display 116b.
An initial pressure kilowatt load correction factor (FLAST3) calculator 150 receives P1 and% LAST. The function for determining the FLAST3 signal is an expression based on the deviation of the P1 signal from P1DES which results in a percentage change in the design thermal output value for the steam turbine system. In a manner similar to the initial pressure thermal output correction factor FHR3, the factor FLAST3 has a slope which is influenced by the signal indicating the percentage of the nominal load. An example of the initial pressure correction factor as it relates to changes in load in kilowatts is shown graphically in FIG. 6. The FLAST1 factor, FLAST2 factor and FLAST3 factor functions are set in the same way as the corresponding thermal output correction factors discussed above.
The FLAST3 signal is applied to a main vapor pressure loss W8 calculator 152 as is the signal W1. The calculator 152 determines the signal W8 by dividing the FLAST3 signal by a conversion factor and multiplying it by the signal W1 in the following way:
W8 = - (FLAST3 (P1,% LAST) / 100) * W1
Signal W8 is applied to display 116b.
A poor outlet pressure power loss signal W3 indicates to the evaluation engineer a power loss based on an impermissibly high turbine outlet pressure due to elements in the system downstream of the MD turbine 60. Signal W3 is generated by a discharge pressure loss calculator 154, which receives signal W1 and discharge pressure thermal output correction factor signal FHR4. The exit pressure thermal power correction factor signal FHR4 is generated by a computer 156. The computer 156 and a computer 158 for the set flow rate AF are essentially the same as the computer 86 and the computer 88 according to FIG. 3. The evaluation engineer thermal efficiency monitor can be combined independently of the operator thermal efficiency monitor or with the operator monitor.
In the latter case, the duplication of the computer 158 and 156 would be unnecessary. An algorithm for calculating W3 is as follows:
W3 = (FHR4 (P6, AF) / (100 + FHR4 (P6, AF))) 3 * W1
An HD and MD turbine efficiency power loss calculator 160 receives the signal H1 representing the HD deviation of the thermal power from the design value and the signal H1 representing the MD deviation of the thermal power from the design value as shown in FIG. 10. The signal W1 is also applied to the computer 160. An HD and MD turbine efficiency power loss signal W2 is calculated by multiplying the signal H1 by a conversion factor, adding it to the result H2, and multiplying the resulting sum by the signal W1 and another conversion factor. An equation for calculating the HD and MD efficiency power loss signal W2 is as follows:
W2 = ((1.7 * H1) + H2) * (W1 / 100)
Signal W2 is applied to display 116b. The conversion factor 1.7 in the above equation relates to the specific turbine system. This factor illustrates that the HD deviation of the thermal output from the design value contributes more to a loss of performance than the MD deviation of the thermal output from the design value. The greater impact is considered because smaller enthalpies within the HP turbine, which are expressed in H1, reduce the enthalpy that can be added to the steam in the reheater. Therefore, the energy that can be extracted from the steam by the MD turbine is reduced.
A design temperature and pressure database 162 provides the evaluation engineer display 116b with the design pressure and temperatures. In addition, the evaluation engineer display 116b is supplied with all sensed pressures P1, P2, P3, P4, P5, P6 and all sensed temperatures T1, T3, T4 and T5. The origin of these sensed signals is clearly shown in Fig. 2.
11 generally illustrates an evaluator display showing control valve position V1, design efficiencies E1 and E2, actual efficiencies E3 and E4, thermal output deviation H1 and H2, and various power loss signals W9, W8, W2 and W3 and their relationship indicates the signal W1 representing the measured load or the electrical output power.
Those skilled in the art will recognize that the turbogenerator system can be operated beyond its recommended design parameters, i.e. T1 and P1 can be larger than T1DES and P1DES. It follows that the system can operate at higher efficiencies that result in negative economic losses (in the operator watchdog) and negative performance losses (in the evaluation engineer watchdog). The guardian (s) discussed above and claimed here cover such a situation.
The operator thermal efficiency monitor and the evaluation engineer thermal efficiency monitor can be combined to form a general thermal efficiency monitor. The possibility of such a combination is clear to those skilled in the art. Such a general thermal efficiency monitor falls under the appended claims.
While explaining the embodiment of the invention, steam turbine system 30 included HP turbine 48, MD turbine 54, and LP turbine 60. The turbine thermal performance monitor described herein could also be used for other steam turbine systems. Indeed, a single steam turbine could drive an electromagnetic generator and the thermal efficiency monitor could operate in conjunction with that single steam turbine. For the sake of clarity only, the above description relates only to a system containing three turbines. However, some of the appended claims relate to a single turbine system. To distinguish between the different signals in each system, the small letters denote signals in the single-tower system and the large letters in the multi-turbine system.
For example, in the single turbine system, the first temperature is labeled "t1" and the first substantially instant design efficiency is labeled "e1". In contrast, the corresponding signals in the multi-turbine system are referred to as "T1" or "E2". This nomenclature is used for the sake of clarity and is in no way to be understood in any restrictive sense.
In another aspect, a turbine system may include two or more than two high pressure steam turbines that are mechanically coupled to an intermediate or medium pressure turbine and to a low pressure turbine, and finally to an electrical generator. One skilled in the art could use the invention described herein by adding appropriate means to include this additional turbine performance in the thermal performance monitor. The appended claims cover such a steam turbine system.
Although several sensors are described which supply the signals P, T, signal conditioning devices or other fail-safe devices could be used in connection with the sensors to ensure the integrity of the input signals of the thermal efficiency monitor. These processing devices can be adjusted periodically, for example annually, to correct the raw data of P and T.
Many types of electrical devices can be used as the thermal performance monitor described herein. In one embodiment, a Hewlett Packard HP 1000 minicomputer was used in conjunction with Fortran subroutines. In a second embodiment, an Intel 8086 minicomputer from Intel Corporation was used in conjunction with Fortran subroutines. Although digital electronic equipment has been used in several working embodiments, a fully analog thermal performance monitor could be developed in the manner described herein.
The appended claims cover all modifications familiar to the person skilled in the art. The specification of various constants, proportionality factors, numbers and conversion factors in the claims is not to be understood in a restrictive sense.