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PATENTANSPRÜCHE
1. Dampfturbinensteueranordnung an einer Turbine mit mehreren Ventilen (7-10) für die Dampfbeaufschlagung der ersten Turbinenstufe über im Bogen angeordnete Düsen (37-40), mit einer Einrichtung (21) zum Ermitteln eines Lastbedarfssignals (Ld) in Abhängigkeit vom Drehzahlbezugssignal (NR), Drehzahl-Ist-Signal (NF), Lastbezugssignal (LR), und Lastjst-Signal (LF), mit einer Einrichtung (51) zum Ermitteln eines ersten Ventilöffnungssignals für die Beaufschlagung der Ventile (7-10) über den vollen Bogen in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal (Ld), mit einer Einrichtung (52) zum Ermitteln eines zweiten Ventilöffnungssignals für die Beaufschlagung der Ventile (7-10) auf einem Teilbogen in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal (Ld) und mit einer Laststeuereinrichtung (15, 16) zum Einstellen der Ventile (7-10) derart, dass,
entsprechend korrigierter Ventilöffnungssignale, der Turbine ein gewünschter Gesamtdampfstrom zugeführt wird, dadurch gekennzeichnet, dass die Einrichtung (21) zum Ermitteln des Lastbedarfssignals (Ld) ferner auf ein Laständerungs-Geschwindigkeitssignal (y) anspricht, sowie ferner durch eine Einrichtung (71) zum Ermitteln eines ersten und zweiten Verhältnissteuersignals (a, ss), bezogen auf das Verhältnis zwischen dem Dampfstrom bei Vollbeaufschlagung der Ventile (7-10) und dem Dampfstrom bei Teilbeaufschlagung der Ventile (7-10), in Abhängigkeit vom Lastbezugssignal (LR), dem Last-Ist Signal (LF), dem Laständerungsgeschwindigkeitssignal (r) und einem Änderungsgeschwindigkeitssignal (e) der Temperatur der ersten Stufe,
durch eine Einrichtung (61) zum Korrigieren des ersten Ventilöffnungssignals in Abhängigkeit vom ersten Verhältnissteuersignal (a), und durch eine Einrichtung (62) zum Korrigieren des zweiten Ventilöffnungssignals in Abhängigkeit vom zweiten Verhältnissteuersignal (fl) (Fig 1).
2. Anordnung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das zweite Verhältnissteuersignal (ss) bei einer vorgegebenen niedrigen Turbinenlast begrenzt ist.
3. Anordnung nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch eine Einrichtung (81) zum Ermitteln des Laständerungs-Geschwindigkeitssignals (y) in Abhängigkeit von der Laständerungsart der Turbine (Fig. 5, 8).
4. Anordnung nach Anspruch 3, gekennzeichnet durch eine Einrichtung (81) zur Korrektur der Nenndampftemperatur (TMSO) eines Dampferzeugers, der Dampf für die Turbine liefert (Fig. 8).
5. Verfahren zum Steuern einer Dampfturbine mit einer Steueranordnung nach Anspruch 1, wobei die Turbine eine Vielzahl von Ventilen (7-10) hat, die so betätigbar sind, dass Dampf der ersten Turbinenstufe über Düsenbogen (3740) zugeführt wird, dadurch gekennzeichnet, dass ein Lastbedarfssignal (La), Drehzahlbezugssignal (NR), Drehzahl Ist-Signal (NF), Lastbezugssignal (LR), Last-Ist-Signal (LF) und Laständerungsgeschwindigkeitssignal (y) bestimmt wird, dass das erste Ventilöffnungssignal bei voller Beaufschlagung in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal (Ld) bestimmt wird, dass das zweite Ventilöffnungssignal bei Teilbeaufschlagung in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal (Ld) bestimmt wird, dass erste und zweite Verhältnissteuersignale (a,
B) zwischen einem Dampfstrom bei Vollbeaufschlagung und einem Dampfstrom bei Teilbeaufschlagung in Abhängigkeit vom Lastbezugssignal (LR), Last-Ist-Signal (LF), Laständerungsgeschwindigkeitssignal (y) und itnderungsgeschwindigkeits- signal (e) der Temperatur (TR) der ersten Stufe bestimmt werden, dass das erste Ventilöffnungssignal in Abhängigkeit vom ersten Verhältnissteuersignal (a) korrigiert wird, dass das zweite Ventilöffnungssignal in Abhängigkeit vorn zweiten Verhältnissteuersignal (,) wird und dass das Einstellen der Ventile (7-10) so erfolgt, dass, entsprechend den korrigierten Ventilöffnungssignalen, der Turbine ein gewünschter Gesamtdampfstrom zugeführt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass das zweite Verhältnissteuersignal (ss) bei einer vorgegebenen Turbinenteillast begrenzt ist.
7. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass das Laständerungsgeschwindigkeitssignal (y) in Abhängigkeit der Laständerungsart der Turbine bestimmt wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Nenndampftemperatur des Dampferzeugers (4), der Dampf zur Turbine (1) liefert, korrigiert wird.
Die Erfindung betrifft eine Dampfturbinensteueranordnung an einer Turbine mit mehreren Ventilen für die Dampfbeaufschlagung der ersten Turbinenstufe über im Bogen angeordnete Düsen, mit einer Einrichtung zum Ermitteln eines Lastbedarfssignals in Abhängigkeit vom Drehzahlbezugssignal, Drehzahl-Ist-Signal, Lastbezugssignal und Last-Ist Signal, mit einer Einrichtung zum Ermitteln eines ersten Ventilöffnungssignals für die Beaufschlagung der Ventile über den vollen Bogen in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal, mit einer Einrichtung zum Ermitteln eines zweiten Ventilöffnungssignals für die Beaufschlagung der Ventile auf einem Teilbogen in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal und mit einer Laststeuereinrichtung zum Einstellen der Ventile derart, dass, entsprechend korrigierter Ventilöffnungssignale,
der Turine ein gewünschter Gesamtdampfstrom zugeführt wird sowie ein Verfahren zum Steuern einer Dampfturbine mit einer Steueranordnung, wobei die Turbine eine Vielzahl von Ventilen hat, die so betätigbar sind, dass Dampf der ersten Turbinenstufe über Düsenbogen zugeführt wird.
Es handelt sich mithin insbesondere um das schnelle Belasten und Entlasten von Dampfturbinen-Generatoren entsprechend einem berechneten Verhältnis des Dampfstroms zwischen zwei Arten von Dampfzuströmung mittels Düsen derart, dass die thermischen Beanspruchungen auf ein Minimum reduziert werden, um die Turbinenlaständerungszeit zu verringern.
Dem Anlaufen und dem Belasten von grossen Dampfturbinen-Generatoranordnungen wird neuerdings immer mehr Beachtung geschenkt, da der Trend zu grösseren Einheiten zu höheren thermischen Beanspruchungen für jeden vorgegebenen Temperaturübergang führt. Während des Anlaufs tragen zwei Faktoren zu den thermischen Beanspruchungen bei. Zunächst ist ein Missverhältnis zwischen der Temperatur des zugeführten Dampfes und der Metalltemperatur vorhanden. Das Ausmass dieses Missverhältnisses hängt von dem vorausgehenden Betrieb ab, d. h. die Turbine wird kalt oder heiss gestartet. Das Missverhältnis wird im wesentlichen während der Beschleunigungsphase bei der Inbetriebnahme korrigiert.
Wenn die Turbinen-Generatoranordnung Leistung erzeugt und der Dampfstrom hoch genug ist, so dass kein wesentliches Missverhältnis vorhanden ist, folgt die Temperatur des Metalls den Dampftemperaturen sehr schnell. Die Steuerung der Metalltemperaturen und somit der thermischen Beanspruchungen basiert hauptsächlich auf einer analytischen und statistischen Korrelation zwischen dem Ausmass der Beanspruchung bzw. der Spannungen und der erwarteten Rotorlebensdauer.
Damit die Bedienungsperson das Missverhältnis auf ein sicheres Mass während der Beschleunigungsphase bei der In betriebnahme reduzieren kann und zulässige Änderungen der Metalltemperatur während des Belastens bestimmen kann, hat man Tabellen und Diagramme erstellt. Um den Belastungs
prozess der Turbine zu beschleunigen, hat man verschiedene Massnahmen verwendet, einschliesslich Durchwärmungsperioden im drehenden Zustand, um das anfängliche Missverhältnis zu verringern. Um ein gleichförmiges Erwärmen der Hochdruck-Einlassteile der Turbine zu erzielen, hat man bereits einen Startbetrieb benützt, bei dem die Dampfzuströmung in der wenig wirsamen Weise der Vollbogen -Beaufschlagung bzw. Düsenkreisringbeaufschlagung ausgeführt wird.
Es sind bereits Anregungen bekannt, beim Anlaufen von Dampfturbinen verschiedene Techniken einzusetzen, wie eine Beschleunigungssteuerung, eine Laststeuerung usw., mit dem Ziel, die Anlaufzeit ohne Beschädigung der Turbine auf ein Minimum zu reduzieren. Diese bekannten Systeme basieren gewöhnlich auf Idealbedingungen für den Dampferzeuger.
Da der Turbinenanlauf mehrere Stunden dauern kann, ist eine Anordnung, die diese Zeiten verringert und Schwankungen der Dampftemperatur und des Dampfdrucks aus dem Dampferzeuger zulässt, von grossem Wert.
Eine sehr verfeinerte Annäherung der Anlauf- und Laststeuerung durch kontinuierliches Berechnen der Rotoroberfläche und der Bohrungsbeanspruchungen aus Geschwindigkeits- und Temperaturmessungen und eine anschliessende Belastung bei einer maximal zulässigen Beanspruchung sind aus den US-PSn 3 446 224, 3 561 216, 3 588 265 und 3 928 972 bekannt. Obwohl diese bekannten Massnahmen sehr nützlich für ein schnelles Ändern beim Anlaufen und beim Belasten sind, sind diese Massnahmen vom Standpunkt der Verzögerungszeit, wie sie der Erzeugung von thermischen Beanspruchungen auftreten, nicht zufriedenstellend, da die Turbine im wesentlichen gesteuert wird, während die thermische Beanspruchung, die im Turbinenrotor auftritt, überwacht wird.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe besteht deshalb darin, eine Dampfturbinensteueranordnung zu schaffen, mit der sich die Erzeugung von thermischen Beanspruchungen im Turbinenrotor wesentlich reduzieren oder beseitigen lässt.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäss dadurch gelöst, dass die Einrichtung zum Ermitteln des Lastbedarfssignals ferner auf ein Laständerungs-Geschwindigkeitssignal anspricht, sowie ferner durch eine Einrichtung zum Ermitteln eines ersten und zweiten Verhältnissteuersignals, bezogen auf das Verhältnis zwischen dem Dampfstrom bei Vollbeaufschlagung der Ventile und dem Dampfstrom bei Teilbeaufschlagung der Ventile, in Abhängigkeit vom Lastbezugssignal, dem Last-Ist-Signal, dem Laständerungsgeschwindigkeitssignal und einem Anderungsgeschwindigkeitssignal der Temperatur der ersten Stufe, durch eine Einrichtung zum Korrigieren des ersten Ventilöffnungssignals in Abhängigkeit vom ersten Verhältnissteuersignal, und durch eine Einrichtung zum Korrigieren des zweiten Ventilöffnungssignals in Abhängigkeit vom zweiten Verhältnissteuersignal.
Das erfindungsgemässe Dampfturbinensteuersystem hat den Vorteil, dass es ermöglicht, die notwendigen Signale einer Dampferzeugersteuereinrichtung zuzuführen, wodurch die Erzeugung einer thermischen Beanspruchung im Turbinenrotor verhindert wird, die sonst bei Schwankungen der Temperatur des der Turbine zugeführten Dampfes auftreten könnte.
Es handelt sich somit um eine bei einer Dampfturbinen Generatoranordnung vorgesehene Einrichtung zum Ermitteln eines Lastbedarfssignals in Abhängigkeit vom Lastbezugssignal, eine Einrichtung zum Ermitteln des Ventilöffnens für die Beaufschlagungsart der Ventile über dem vollen Bogen oder dem Teilbogen in Abhängigkeit vom Lastbedarfssignal und eine Einrichtung zum Ermitteln des Verhältnisses zwischen den Ventilöffnungen unter jeder Beaufschlagungsart in Abhängigkeit einer Laständerung, wobei die Verhältnisse der Dampfströme bei unterschiedlichen Beaufschlagungen in
Abhängigkeit einer Laständerung gesteuert werden, so dass die thermischen Beanspruchungen auf ein Minimum redu ziert und die Turbinenlaständerungszeit verringert wird.
Anhand der Zeichnungen wird die Erfindung beispiels weise näher erläutert.
Fig. 1 zeigt schematisch vereinfacht eine erfindungsge mässe Steueranordnung.
Fig. 2a und Fig. 2b zeigen schematisch vereinfacht die
Beaufschlagungsarten, wobei nur Steuerventile verwendet werden.
Fig. 3 zeigt in einem Diagramm die Belastung über der Temperatur im Zustand der Vollbogenbeaufschlagung und der Teilbogenbeaufschlagung.
Fig. 4a und Fig. 4b zeigen in Diagrammen die Last über der Temperatur bzw. die Last über dem Verhältnissteuersignal beim Arbeiten mit Vollbogenbeaufschlagung und Teilbogenbeaufschlagung.
Fig. 5 zeigt vereinfacht schematisch einen Teil einer weiteren Ausführungsform entsprechend Fig. 1.
Fig. 6 zeigt in einem Ablaufplan die dem Prozess zugrunde liegenden Gesetzmässigkeiten in einem wesentlichen Teil des Systems von Fig. 5.
Fig. 7 zeigt in einem Diagramm die Änderung der Dampftemperatur des Dampferzeugers und die damit verbundene Änderung der Temperatur der ersten Stufe, wenn die Turbinenlast im Lauf der Zeit geändert wird.
Fig. 8 zeigt vereinfacht schematisch einen Teil einer weiteren Ausführungsform entsprechend Fig. 1.
Fig. 9 und Fig. 10 zeigen in Ablaufplänen die dem Prozess zugrunde liegenden Gesetzmässigkeiten bei einem wesentlichen Teil des Systems von Fig. 9.
Fig. 11 ist ein allgemeiner Ablaufplan bei Verwendung eines programmierten Digitalrechners zur Ausführung aller Funktionen der vorausgehenden Ausführungsformen,
Die schematische Darstellung von Fig. 1 zeigt Abschnitte einer Zwischenerhitzungsdampfturbine, ihr normales Drehzahl- und Laststeuersystem sowie ein automatisches Verhältnis-eingestelltes Belastungssystem in Form eines Funktionsdiagramms. Bekanntlich ist die Steuerung einer grossen Dampfturbinen-Generatoranordnung sowie das Überwa- chungssystem eine äusserts komplexe Angelegenheit, so dass nur die Teile gezeigt werden, die zur Erläuterung der Erfindung wesentlich sind.
Die gezeigten Teile der Turbine umfassen eine Hochdruckturbine 1, eine Zwischenerhitzungsturbine 2 und eine der Doppelstrom-Niederdruckturbinen 3, die in Tandemanordnung vorgesehen sind. Die Anzahl und Anordnung zusätzlicher Niederdruckturbinen oder zusätzlicher Zwischen überhitzungsturbinen sowie die Anzahl und Anordnung von Generatoren sind für das Verständnis der Erfindung nicht wesentlich. Der Dampf strömt von einem Dampferzeuger 4 über ein Hauptabsperrventil 5 mit einem Bypassventil 6 und über Steuerventile 7, 8, 9 und 10, von denen jedes mit einem anderen Düsenbogen bzw. Düsensegment verbunden ist, die die Rotorschaufeln der ersten Stufe oder des Hochdruckteils speisen.
Der Dampf aus der Hochdruckturbine 1 wird im Zwischenerhitzer 11 zwischenerhitzt, strömt über nicht gezeigte Zwischenerhitzungsabsperrventile und nicht gezeigte Anzapfventile zur Zwischenerhitzungsturbine 2 und von dort über Verbindungsleitungen 14 zu den Niederdruckturbinen.
Die Zuführung von Dampf wird mittels einer Anzahl Steuerventil-Servomechanismen gesteuert, die insgesamt durch den Block 15 veranschaulicht sind und die jeweiligen Ventile betätigen, was durch gestrichelte Linien dargestellt ist. Die Servomechanismen können elektrohydraulisch arbeiten und treiben hydraulische Hochdruckstössel, ansprechend auf elektrische Signale.
Der Servomechanismus 15 wird von einer Ventilöffnungs Steuereinrichtung 16 gesteuert, die als Ausgang ein geeigneter VentiIpositioniersignal entsprechend einem gewünschten Dampfmengenstrom erzeugt.
Die Steuerventile 7 bis 10 können in bekannter Weise derart betätigt werden, dass der Dampf entweder gleichförmig durch 4alle Düsensegmente zugeführt wird, die um den Einlass der ersten Turbinenstufe angeordnet sind, was auch als Vollbeaufschlagung bezeichnet wird. Die Steuerventile 7 bis 10 können auch thermodynamisch wirksamer so betätigt werden, dáss nur ein Düsensegment zur gleichen Zeit beaufschlagt wird; was als Teilbeaufschlagung bekannt ist.
In Fig. 2a und Fig. 2b sind die beiden Extremstellungen zwischen der Vollbeaufschlagung gemäss Fig. 2a und der Teilbeaufschlagung gemäss Fig. 2b gezeigt, wenn die Steuerventile entsprechend eingesetzt und das Absperrventil 5 und sein Bypass 6 offen sind. Jedes des Steuerventile 7 bis 10 speist jeweils ein gesondertes Düsensegment bzw. einen gesonderten Düsenbogen 37 bis 40. Gemäss Fig. 2a sind alle Steuerventile 7 bis 10 teilweise offen, so dass Dampf zu allen Düsensegmenten 37 bis 40 strömt. In Fig. 2b ist das erste Steuerventil 7 weit offen, so dass Dampf zum Düsensegment 37 strömen kann, während das Steuerventil 8 teilweise offen ist, so dass zum Düsensegment 38 nur ein reduzierter Dampfstrom geht. Die Ventile 9 und 10 sind geschlossen, so dass die Düsensegmente 39 und 40 abgetrennt sind.
Gemäss Fig. 3 besteht die Temperaturdifferenz der ersten Stufe über praktisch dem gesamten Bereich der aufgetragenen Last, wobei die Differenz ein Maximum im nichtbelasteten Zustand ist und zu der gleichen Temperatur bei voller Last konvergiert. Bei voller Last besteht kein Unterschied zwischen der Vollbeaufschlagung und der Teilbeaufschlagung.
Die obere Linie 46 für die Vollbeaufschlagung in Fig. 3 zeigt eine allmählich ansteigende Temperatur der ersten Stufe bei zunehmender Last. Darunter zeigen die miteinander verbundenen bogenförmigen Liniensegmente 47 für die Teilbeaufschlagung eine deutlichere Zunahme der Temperatur mit einer Steigerung der Last, die jedoch bei einer niedrigeren Temperatur beginnt. Die Diskontinuitäten zeigen die Stellen, an der jedes der vier Steuerventile zu öffnen beginnt.
Ein theoretischer Betrieb mit einer unendlichen Anzahl von Ventilen isf durch die Linie 48 veranschaulicht.
Die vertikale Linie 49 in Fig. 3 zeigt, dass an einer Stelle Fa bei Vollbeaufschlagung eine hohe Temperatur der ersten Stufe erreicht wird, während bei der gleichen Last im Punkt Fb bei Teilbeaufschlagung eine viel niedrigere Temperatur der ersten Stufe erhalten wird. Die horizontale Linie 50 von Fig. 3 zeigt, dass in einem Punkt LL bei Vollbeaufschlagung eine kleine Last erhalten wird, während bei der gleichen Temperatur der ersten Stufe im Punkt LR bei Teilbeaufschlagung eine grössere Last erhalten wird.
Wenn deshalb eine Laständerung eintritt, ändert sich die Temperatur der ersten Stufe nicht, wenn das Verhältnis entsprechend gesteuert wird. Erfindungsgemäss wird deshalb zwischen der Vollbeaufschlagung und der Teilbeaufschlagung zum Zeitpunkt einer Laständerung der Dampfstrom entsprechend der Laständerung gesteuert bzw. geregelt, während das Verhältnis zwischen der Vollbeaufschlagung und der Teilbeaufschlagung so geregelt wird, dass die Temperatur der ersten Stufe sich nicht ändert und allmählich auf die Teilbeaufschlagung übergegangen wird, die nach Erreichen eines gewünschten Lastwertes wirksamer ist.
Bei einer Laststeigerung nach dem Abschluss des Übergangs auf die Teilbeaufschlagung wird der Dampfstrom bei dieser Beaufschlagung bei einer vorgegebenen Anderungsrate gesteigert, da die Temperatursteigerung der Temperatur der ersten Stufe nicht länger über eine Steuerung des Beaufschlagungsverhältnisses erhalten werden kann. Somit ist es erfindungsgemäss möglich, eine Laststeuerung zu verwirklichen, die im wesentlichen frei von der Erzeugung von thermischen Spannungen bzw. Beanspruchungen ist, so dass die Notwendigkeit der Überwachung der thermischen Beanspruchung entfällt.
Im Gegensatz zu den Lehren des Standes der Technik, bei denen eine Regulierung entweder bei Vollbeaufschlagung oder Teilbeaufschlagung erforderlich ist, wird erfindungsgemäss kontinuierlich zwischen Vollbeaufschlagung und Teilbeaufschlagung oder irgendeinem Zwischenpunkt während des Übergangsvorgangs gesteuert, um die Temperatur der ersten Stufe so einzustellen, dass das Auftreten einer thermischen Beanspruchung auf ein Minimum reduziert wird.
Während des Betriebs mit konstanter Last wird die Steuerung allmählich auf die wirksamere Teilbeaufschlagung zurückgeführt.
Die verschiedenen in Fig. 1 gezeigten Funktionen können mit geeigneten Geräten ausgeführt werden, die so ausgewählt werden, dass sie die gezeigten Funktionen verwirklichen. Die Funktionen können auch als Instruktionen für einen Digitalrechner programmiert werden.
Im folgenden wird die Erfindung, wie sie mittels solcher Geräte durchgeführt wird, in Verbindung mit Fig. 1 beschrieben. Anschliessend wird auf ein Beispiel der Programmierung eines Ablaufplans zur Durchführung der Erfindung mit dem Digitalrechner Bezug genommen.
In Fig. 1 ist eine Lastbedarfsbestimmungseinrichtung 21 gezeigt, mit der ein Drehzahlbezugssignal NR, ein Drehzahl Ist-Signal NF, ein Lastbezugssignal LR, ein Last-Ist-Signal LF und ein Laständerungsgeschwindigkeitssignal y gekoppelt ist, um ein Lastbedarfssignal Ld zu erhalten. Das Lastbedarfssignal Ld steigt oder fällt mit der Änderung des Lastbezugssignals LR von LR1 bis LR2, was von der Grössenbeziehung zwischen LR1 und LR2 abhängt, die durch die folgende Gleichung gegeben ist:
Ld = LR1 + yt + oN (NR - NF) (1) Wenn die Last den Wert LR2 erreicht hat, gilt Ld = LR2 + 7 (NR - NF) ...... (2) wobei dN der sogenannte Drehzahlregelfaktor ist, d. h. ein Faktor zur Umwandlung des Drehzahldifferenzsignals (NR NF) in das entsprechende Lastbedarfssignal.
Bei der gezeigten Ausführungsform werden das Drehzahl-Ist-Signal NF und das Last-Ist-Signal LF von den jeweiligen Ausgängen eines Drehzahldetektors und einem Dampfdruckdetektor der ersten Stufe abgezweigt. Diese Detektoren sind schematisch bei 22 bzw. 23 gezeigt. In der Einrichtung 21 befinden sich Addierer 24, 25, 26, Koeffizientenvervielfacher 28, 29 und 30, ein Funktionsgeber (pattern generator) 31 und ein Proportional-Integral-Regler 32. Die einzelnen Addierer empfangen ihre Eingangssignale mit den dargestellten Polaritäten.
K1 in dem Koeffizientenvervielfacher 28 ist ein Koeffizient zum Umwandeln des Drucksignals in ein Lastsignal. Der Funktionsgeber 31 hat eine Integrierfunktion und spricht auf Änderungen des Lastbezugssignals an, d. h. er folgt den Än- derungen des Lastbezugssignals bei einer spezifischen Last änderungsgeschwindigkeit.
Die Einrichtungen 51 und 52 dienen zum Bestimmen der Ventilöffnungsgrade. Die Einrichtung 51 bestimmt die öffnungsgrade der Steuerventile 7 bis 10, bezogen auf das Lastbedarfssignal Ld bei Vollbeaufschlagung, während die Einrichtung 52 in gleicher Weise die Öffnungsgrade der Steuerventile 7 bis 10 bei Teilbeaufschlagung festlegt. Alle Steuerventile 7 bis 10 sind auf dem gleichen Öffnungsgrad bei Vollbeaufschlagung angeordnet, während bei Teilbeaufschlagung sie nacheinander in die volle Öffnungsstellung gebracht werden. In diesem Fall wird der Ventilöffnungsgrad so eingestellt, dass er sich als lineare Funktion des Lastbedarfssignals Ld ändert.
Dies erfolgt durch Anordnung von Servomechanismen, um nichtlineare Charakteristiken der Ventile zu erzielen, wie es beispielsweise in der Literaturstelle ISA-Journal, Control Valve Requirements for Gas Flow System , September 1956, S. 323-329, beschrieben ist. Die Ventil öffnungssignal-Einstelleinrichtungen 61 und 62 korrigieren die Ventilöffnungssignale bei den jeweiligen Beaufschlagungen der jeweiligen Ventilöffnungsbestimmungseinrichtungen bei Vorhandensein von Verhältnissteuerungssignalen a und ss, die noch erläutert werden. a und ss sind hier Koeffizienten, die aufeinander derart bezogen sind, dass a + ss = 1, wobei vorausgesetzt ist, dass 0 < a < 1 und 0 < ss < 1.
Insbesondere handelt es sich um Faktoren, um das Verhältnis zwischen dem Dampfstrom bei Vollbeaufschlagung und dem bei Teilbeaufschlagung auf a und fl ohne Änderung des dem der Turbine zugeführten Dampfstroms zu bringen. Die einstellenden Ventilöffnungssignale, die aus der jeweiligen Ventil öffnungssignal-Einstelleinrichtung 61 bzw. 62 kommen, sind mit einer Ventilöffnungssteuereinrichtung 16 verbunden und werden von dort an einen Servomechanismus für jedes der Ventile 7 bis 10 als vorher festgelegtes Positioniersignal für jedes Ventil gegeben.
Eine Verhältnissteuersignal-Bestimmungseinrichtung 71 dient zum Bestimmen des Dampfstromverhältnisses zwischen den beiden Beaufschlagungen. Das Lastbezugssignal LR, das Last-Ist-Signal LF und das Laständerungsgeschwindigkeitssignal y sowie ein Signal e für eine Temperaturänderungsgeschwindigkeit der ersten Stufe sind mit der Einrichtung 71 gekoppelt, um die Verhältnissteuersignale a und fl zu erzeugen. Anhand von Fig. 4a und Fig. 4b wird im folgenden die Bestimmung der Verhältnissteuersignale a und fl beschrieben.
Fig. 4a und Fig. 4b zeigen charakteristische Diagramme für die Erläuterung der Übersetzung von a und fl, die das Beaufschlagungsverhältnis darstellen, wenn die Last an der Turbine im Betrieb sich von L1 nach L2 ändert.
Wenn sich die Turbine im stationären Betrieb bei einer Last L1 befindet, wird teilbeaufschlagt, da dies einen höheren Wirkungsgrad ergibt. Dieser Zustand entspricht dem Punkt A in Fig. 4a. Zu diesem Zeitpunkt entsprechen a und fl, welche das Beaufschlagungsverhältnis darstellen, dem Punkt A' in Fig. 4b. Dies bedeutet, dass al = 0 und ss1 =0.
Wenn das Lastbezugssignal LR sich von L1 nach L2 ändert, wird der Dampfstrom derart gesteuert, dass beide Beaufschlagungen zusammen vorhanden sind, wie dies im Punkt B in Fig. 4a gezeigt ist, wodurch nur die Last geändert wird, ohne dass Änderungen der Temperatur der ersten Stufe auftreten. In diesem Zeitpunkt liegen a und fl, welche das Beaufschlagungsverhältnis darstellen, im Punkt B' von Fig. 4b und haben die Werte α2 und ss2. Danach wird nur das Beaufschlagungsverhältnis gesteuert, ohne dass Laständerungen eintreten, um schliesslich zur reinen Teilbeaufschlagung zurückzukehren. Dies hat zur Folge, dass sich der Betrieb in charakteristischer Weise im Punkt C von Fig. 4a und im Punkt C' von Fig. 4b fortsetzt.
Mit der Laständerung zwischen den Punkten A und B (Fig. 4a) wird die Beaufschlagung zwischen den Punkten A' und B' (Fig. 4b) verändert.
Obwohl in diesem Fall die Temperaturdifferenz der Temperatur der ersten Stufe zwischen den beiden Beaufschlagungsarten, wie sie durch die Linien 46 und 48 dargestellt sind, sich selbst entsprechend dem Dampfstromverhältnis zwischen den beiden Beaufschlagungsarten einstellt, ist diese Beziehung praktisch linear. Setzt man α:ss= 0,5:0,5, so liegt die Temperatur der ersten Stufe genau in der Mitte zwischen den Linien 46 und 48. Die Beaufschlagungsverhältnis-Steuersignale a und ss zum Zeitpunkt der Laständerung in Fig. 4a werden deshalb, wie nachstehend erläutert, berechnet.
Da die Kennlinien 46 und 48 praktisch als gerade Linien betrachtet werden können, erhält man für die Temperaturen der ersten Stufe TF (LA) und TP (LA) in der jeweiligen Vollbeaufschlagung und Teilbeaufschlagung bei einer gegebenen Last LA in Prozent TF(LA) = (TR - TFO) LA + TFO
100 (3) LA TP < LA) = (TR - TPO) + TPO f4
Dabei bedeuten TR die Temperatur der ersten Stufe bei Nennlast, TF0 die Temperatur der ersten Stufe ohne Last bei voller Beaufschlagung und TP0 die Temperatur der ersten Stufe ohne Last bei Teilbeaufschlagung.
Wenn sich somit die Turbine unter der Last L1 in Prozent befindet und im Punkt A arbeitet, erhält man die Temperatur der ersten Stufe TP (L1) aus Gleichung (4). Unmittelbar nach der Laständerung von L1 nach L2 in Prozent bleibt die Temperatur der ersten Stufe unverändert. In diesem Zeitpunkt haben α2 und ss2, die das Verhältnis der Beaufschlagungsarten zeigen, folgende Werte:
: TP(li2) + 2 t { TF(L2) - T'P(lii)J = Tg(L1 )
TP(L1) - TP(L2) α2 =
TF(L2) - TP(L2) .........(5) ss2 = 1 - α2 .........(6)
Hier wird L2 aus dem Lastbezugssignal und L1 aus dem Last-Ist-Signal bzw. aus dem Lastrückkoppelungssignal erhalten, so dass die Temperatur der ersten Stufe bei jeder Beaufschlagung unter jeder Last aus Gleichung (3) und (4) erhalten wird, wobei TR, TP0 und TF0 verwendet werden, die in der Einrichtung jeweils als Konstante gespeichert sind.
Danach erhält man den Anderungswert von a und ss für die Korrektur der Beaufschlagung von a = al (= 0) nach a = a entsprechend dem Laständerungsgeschwindigkeitssignal y. Das Inkrement #α des Verhältnissteuersignals a zwischen den Punkten A und B lautet: #α=α
- α ..........(7)
2 1
Der Zeitraum AT, der für die Laständerung von L1 nach L2 erforderlich ist, ergibt sich zu
EMI5.1
Somit erhält man für die Laständerung (da/dt)l für das Verhältnissteuersignal a -
EMI5.2
Wenn die Steuerung mittels eines speziellen Rechners erfolgt, wie dies dargestellt ist, erhält man die Ausgangssignale α und ss der Verhältnissteuersignal-Bestimmungseinrichtung zu tX = + d dα ) 1 dt .........(10) dα = ss1 - ( dα )1t .............. (11) wobei al und ss1 die Verhältnissteuersignale vor dem Beginn der Laständerung und t der Zeitraum sind, der vom Beginn der Laständerung vergangen ist.
Wenn das Steuersystem mit einem Digitalrechner versehen ist, ist die Steuerung nicht kontinuierlich, sondern wird in einem vorgegebenen Zyklus ausgeführt. In diesem Fall erhält man folgende Werte für a und ss, wenn der Steuerzyklus mit z bezeichnet wird.
dα α =α1 + ( dt )1 . # ........ (10)' ss = ss1 ( dα )1 . # ......... (11)'
Die Gleichungen (10') und (11') entsprechen den jeweiligen Gleichungen (10) und (11).
Das Verhältnis des Dampfstroms zwischen der Vollbeaufschlagung und der Teilbeaufschlagung wird erfindungsgemäss so gesteuert, dass eine Laststeuerung möglich ist, ohne dass Änderungen der Temperatur der ersten Stufe verursacht werden. Dies gestattet eine Turbinenlaststeuerung, ohne dass wesentliche thermische Spannungen bzw. Beanspruchungen erzeugt werden. Wenn also die Last schnell verringert werden muss, kann dies bewirkt werden, ohne dass dies von einer wesentlichen Erzeugung von Wärmespannungen auch bei einem grossen Laständerungsgeschwindigkeitssignal begleitet wird.
Wenn sich die Last bei L2 stabilisiert hat, werden die Verhältnissteuersignale a und ss so reguliert, dass sie vom Punkt B' in Fig. 4b aus wieder den Punkt C' einnehmen bzw.
vom Punkt B in Fig. 4a aus den Punkt C. In diesem Zeitpunkt ist es nötig, den Abschluss der Laständerung festzustellen. Dies erfolgt dadurch, dass bestimmt wird, dass die Differenz zwischen dem Lastbezugssignal L und dem Last Ist-Signal LF so verringert wird, dass sie in einem vorgegebenen Bereich AL liegt. Dies wird mathematisch folgendermassen ausgedrückt: LR - LF # #L ............ (12)
Wenn dieser Zustand eintritt, werden die Verhältnissteuersignale a und ss so geändert, dass ein Übergang zur Teilbeaufschlagung beginnt. Die Verhältnissteuersignale a und ss werden derart geändert, dass das itnderungsgeschwindigkeits- signal E für die Temperatur der ersten Stufe, das vorher dadurch eingestellt wurde, dass die am Turbinenrotor auftretende thermische Beanspruchung berücksichtigt wird, nicht überschritten wird.
Die Zeit AT', die für den Übergang vom Punkt B zum Punkt C erforderlich ist, ergibt sich zu #. #T' = TP(L1) - TP(L2)
TP(L1) - TP(L2) #T' = ...... (13) #
Somit gilt für die Änderungsgeschwindigkeit (dα/dt)2 des Verhältnissteuersignals a #T' .() 2 = α2 dt α2 # . α2 dα ( )2 = = dt #T' TP(L1) - TP(L2)
Aus den Gleichungen (10) und (11) bzw. (10') und (11') erhält man die Verhältnissteuersignale a und ss für den Über- gang vom Punkt B zum Punkt C α = α2 + ( )2 . t .......... (15) dt ss = 1 - α
= 1 - α2 - ( ## )2 . t .......... (16) dt = oc, + ( 3 2 (15)' dt ss = 1 - α = α2 - α2 - ( dα )2 . # .......... (16) dt
Wenn a < 0, kann das Verhältnissteuersignal a auf a = 0 und ss = 1 beschränkt werden. Wenn a > 1, kann es auf a = 1 und ss = O beschränkt werden.
Da der Betrieb bei Teilbeaufschlagung bei einer niedrigen Last zu einer lokalen Erhitzung der Turbine führen kann, möchte man einen Tur binenbetrieb im Bereich links von der die Punkte D und E in Fig. 4a verbindenden gestrichelten Linie ausschliessen, d. h. man möchte Verhältnissteuersignale a und fl im Bereich links von der gestrichelten Linie 52, welche die Punkte D' und E' in Fig. 4b verbindet, vermeiden. Wenn ein Eindringen in diesen Bereich wahrscheinlich ist, soll das Verhältnissteuersignal a in der folgenden Weise beschränkt werden. Bezeichnet man die Lasten im Punkt D und E mit LL2 und LL1, so wird das Verhältnissteuersignal auf aL begrenzt, d. h.
LL2-LR = ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ - = (17) LLX - LLd wenn LL1 < LR < LL2 ist, während eine Beschränkung auf a = 1 vorgenommen wird, wenn LR < LL1. Dies heisst mit anderen Worten, dass die Verhältnissteuersignal-Bestimmungseinrichtung 71 so ausgelegt ist, dass sie auch die Grenze in der Gleichung (17) zusätzlich zu denen in den Gleichungen (10) und (11) oder in den Gleichungen (15) und (16) berechnet, so dass diese begrenzten Werte des Verhältnissteuersignals a wahlweise entsprechend den Turbinenarbeitsbedingungen vorgesehen werden.
Bei dieser Ausführungsform tritt kein spezielles Problem insoweit auf, als der Turbinenbetrieb horizontal verschoben werden kann, d. h. in der Richtung parallel zur Abszisse in Fig. 4a, beispielsweise vom Punkt A zum Punkt B, wenn eine Laständerung verlangt wird. Wenn es jedoch unvermeidlich ist, einen Übergang längs der Linie 46, 48 oder 51 für eine Laständerung auszuführen, beispielsweise wenn die Last von der Nennlast aus oder nach unten in den Bereich links von der Linie 51 reduziert oder vom Punkt C zum Punkt A erhöht werden soll, ist eine Erzeugung einer Wärmebeanspruchung bzw. von thermischen Spannungen im wesentlichen nicht vermeidbar. Es ist deshalb erforderlich, optimale Laständerungsgeschwindigkeitssignale yHyn für die einzelnen Fälle zu präparieren und sie auszuwählen, um sie wie in Fig. 1 abzugeben entsprechend den Turbinenbetriebsbedingungen.
Fig. 5 zeigt schematisch ein Diagramm ähnlich Fig. 1, bei welchem eine Laständerungsgeschwindigkeitssignal-Bestim- mungseinrichtung 81 vorgesehen ist, die insbesondere für diesen Zweck zusätzlich vorgesehen wird. Diese Einrichtung 81 empfängt das Lastbezugssignal LR, das Last-Ist-Signal LF und das Verhältnissteuersignal aus der Einrichtung 71 zum Bestimmen des Turbinenbetriebszustands über ihre Logikschaltung. Die Einrichtung wählt eines der vorbereiteten Laständerungsgeschwindigkeitssignale yl bis 4, welches dem Betriebszustand entspricht.
Das Laständerungsgeschwindigkeitssignal yl ist für den Ort der Temperatur der ersten Stufe in der Richtung parallel zur Abszisse von Fig. 4a bei einer Laständerung, das Signal y2 für den Ort längs der Linie 46, das Signal 3 für den Ort längs der Linie 51 und das Signal y4 für den Ort längs der Linie 48 vorbereitet. Es ist natürlich möglich, die Anordnung so zu treffen, dass ein getrennt vorbereiteter Wert von ausserhalb wählbar ist, wobei der y Wert übergangen wird, der von der Logikschaltung in Fig. 6 ausgewählt wurde, um dadurch ein gewünschtes y zu jedem Zeitpunkt bestimmen zu können.
Im folgenden wird eine weitere Ausführungsform erläutert, die eine Steuerung aufweist, welche mit dem Dampferzeuger 4 zusammenwirkt. Bei der bisherigen Beschreibung wurde von der Annahme ausgegangen, dass die Temperatur des Dampfes, der vom Dampferzeuger 4 zugeführt wird, konstant ist. Infolge verschiedener äusserer Störungen, die den Dampferzeuger beeinflussen, treten jedoch tatsächlich Dampftemperaturschwankungen auf. Obwohl bereits ver schiedene Steuereinrichtungen vorgeschlagen wurden, um den Dampferzeuger selbst zu regulieren, ergeben sich in der Praxis unvermeidbar stärkere oder geringere Schwankungen.
Fig. 7 zeigt Kennlinien, aus denen dieses Problem zu ersehen ist, sowie eine präzisere Massnahme, um diese Problem in einer weiteren Ausführungsform zu lösen. In dem Diagramm sind auf der Abszisse der Prozentsatz der Nennlast der Turbine sowie der Prozentsatz der Nenndampftemperatur des Dampferzeugers aufgetragen, während auf der Ordinate unter der Abszisse die Zeit und über der Abszisse die Temperatur der ersten Stufe aufgetragen sind.
Das Diagramm zeigt, dass eine wanderung der Turbinenlast von 60 o/o bis 90 /0 der Nennlast während eines Zeitraums vom Zeitpunkt tl bis zum Zeitpunkt t2 zu einer Änderung der Dampftemperatur des Dampferzeugers innerhalb + 50/o der Nenndampftemperatur TMS0 führt, wie dies durch die Linie 92 veranschaulicht ist. Dadurch wird die Temperatur der ersten Stufe entsprechend der Linie 93 verändert. Die Änderung, wie sie durch die Linie 93 gegeben ist, ist jedoch unerwünscht, da sich aus den Temperaturdifferenzen Wärmebeanspruchungen ergeben.
Bei Anwendung der Erfindung wird versuchsweise die Nenndampftemperatur des Dampferzeugers in diesem Fall um TR verringert, was bei TMS0 gezeigt ist, um eine Änderung der Dampftemperatur entsprechend der Linie 92' herbeizuführen, wodurch sich eine Änderung der Temperatur der ersten Stufe entsprechend der Linie 93' ergibt. Das Verhältnissteuersignal a für die Vollbeaufschlagung wird so korrigiert, dass die Temperaturverringerung auf Werte der Linie 93' kompensiert wird, so dass der geometrische Ort der Temperatur der ersten Stufe mit der Linie 48 zusammenfällt, wodurch unerwünschte Wärmebeanspruchungen unterdrückt werden können. Fig. 8 schematisch in einem Diagramm den für diesen Zweck erforderlichen wesentlichen Teil.
Der Aufbau gemäss Fig. 8 entspricht dem von Fig. 1 mit der Ausnahme, dass das Leistungsvermögen der zusätzlichen Laständerangsgeschwindigkestssignal-Bestinlnnungseinrich- tung 81 derart verbessert wird, dass sie einen Befehl zum Korrigieren der Nenndampftemperatur bezüglich des Dampferzeugers hervorbringen kann, mit der weiteren Ausnahme, dass eine Verhältnissteuersignal-Einstelleinrichtung 72 vorgesehen wird. Als Änderung der Nenndampftemperatur wird hier ein Wert i ATR vorgesehen. Der Grund besteht darin, dass, während bei dem vorausgehenden Beispiel der Laststeigerung eine Änderung von -ATR längs der Linie 48 er forderlich wird, im entgegengesetzten Fall der Lastreduzierung längs der Linie 46 eine Änderung von + ATR nötig wird.
Fig. 9 eigt den Logikaufbau, der für die Einrichtung 81 in diesem Fall erforderlich ist. In der Verhältnissteuersignal-Einstelleinrichtung 72 werden die Ausgangssignale a und fl der Verhältnissteuersignal-Bestimmungseinrichtung 71 mit den jeweiligen Addierern 74 und 75 für die Einstellung auf a' bzw. ss' bei Vorhandensein eines Korrektursignals Aa' gekoppelt, welches aus dem Lastbedarfssignal Ld und dem Ausgangssignal TMS des nicht gezeigten Dampftemperaturdetektors berechnet wird, der am Austrittsabschnitt des Dampferzeugers vorgesehen ist. Es gelten folgende Gleichungen - TS 100 #α' = K2 .
.......... (18) (100-Ld) TFO - TPC α' = α + #α', ss' = ss - #α' .......... (19).
Die Werte TF0 und TP0 entsprechen denen von Fig. 4a.
Die Erfindung kann mittels elektronischer Geräte verwirklicht werden. Da dies ein sehr kompliziertes System erfordert, ist es weitaus besser, einen programmierten Digitalrechner zu verwenden. Fig. 10 zeigt einen allgemeinen Ablaufplan für einen solchen Fall.
Obwohl die vorausgehenden Ausführungsformen ein Kraftwerksprojekt betreffen, kann die Erfindung auch auf eine private Energieerzeugungsanlage angewendet werden, die mit einer unabhängigen Last verbunden ist. Weiterhin eignet sich die Erfindung nicht nur für Energieerzeugungsgeräte, sondern auch für Dampfturbinen für einen mechanischen Antrieb, beispielsweise für den Antrieb von Erdölleitungspumpen und Schiffe. Während bei den vorstehend beschriebenen Ausführungsformen vier Steuerventile verwendet wurden, ist es natürlich auch möglich, zur Durchführung der Erfindung nicht weniger als zwei Ventile zu verwenden.
Obwohl erfindungsgemäss der Druck P1 der ersten Stufe als Turbinenlast festgestellt wird und für die weitere Verwendung umgewandelt wird, ist es auch möglich, direkte Messungen der Turbinenlast zu verwenden, obwohl dies leichte Abstriche bezüglich der Genauigkeit bedeutet. Da die Zeitkonstante für das Ansprechen auf die Turbinenlast vergleichsweise kurz ist, und gewöhnlich weniger als 10 Sekunden beträgt, ist es bei einer anderen Alternative möglich, die Erfindung in ausreichender Weise wirksam werden zu lassen, indem das Ausgangssignal des Funktionsgebers 31 für das Lastbedarfssignal Ld für die Berechnung nach Gleichung (18) substituiert wird.
Obwohl das Unempfindlichkeitsband AL bezüglich der Differenz zwischen der Turbinenlast LA und der Ziellast LR vorgesehen ist, ist durch Steuern der Grösse L eine Empfindlichkeitseinstellung über eine FA/PA Kooperationssteuerung möglich. Durch Einstellen von AL derart, dass es grösser ist als die freie Reglerbreite, besteht keine Notwendigkeit auf ein Ansprechen auf Turbinenlastschwankungen infolge von Systemfrequenzschwankungen.
Die für die Begrenzung der Beaufschlagung bei niedriger Last vorgesehene Linie 51 braucht nicht gerade zwischen den beiden Ausgangspegeln LL1 und LL2 verlaufen. Es ist auch möglich, eine gekrümmte Grenzkurve zu verwenden, wobei der Turbinenwirkungsgrad und das Ausmass lokaler Erhit- zung in Betracht gezogen wird, um die erfindungsgemässen Wirkungen zu erreichen, ohne diese wesentlich zu ändern.
Obwohl die Dampftemperaturkennlinien der ersten Stufe linear durch die Linien 46 und 48 bezüglich der Turbinenlast LA angenähert sind, sind die tatsächlichen Kennlinien nicht linear, so dass dann, wenn eine FA/PA-Kooperationssteuerung mit hoher Genauigkeit erforderlich ist, die nichtlinearen Kennlinien anstelle der Gleichungen (5) und (6) verwendet werden können. Bei der Logikbestimmungsfunktion zum wahlweisen Einstellen der Laständerangsgeschwindigkeit ist die Anordnung der Ausführungsform von Fig. 6 nicht immer notwendig. Es ist lediglich erforderlich, dass man die Beaufschlagungsbestimmung für den geometrischen Ort erhält, dem die Dampftemperatur der ersten Stufe folgt.
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PATENT CLAIMS
1. Steam turbine control arrangement on a turbine with a plurality of valves (7-10) for the steam application of the first turbine stage via nozzles (37-40) arranged in an arc, with a device (21) for determining a load requirement signal (Ld) as a function of the speed reference signal (NO ), Actual speed signal (NF), load reference signal (LR), and Lastjst signal (LF), with a device (51) for determining a first valve opening signal for loading the valves (7-10) over the full arc in Depending on the load demand signal (Ld), with a device (52) for determining a second valve opening signal for the application of the valves (7-10) on a partial sheet depending on the load demand signal (Ld) and with a load control device (15, 16) for setting the Valves (7-10) such that,
Correspondingly corrected valve opening signals, a desired total steam flow is fed to the turbine, characterized in that the device (21) for determining the load demand signal (Ld) also responds to a load change speed signal (y), and furthermore by a device (71) for determining a first and second ratio control signals (a, ss), based on the ratio between the steam flow when the valves (7-10) are fully loaded and the steam flow when the valves (7-10) are partly loaded, depending on the load reference signal (LR), the load Is signal (LF), the load change speed signal (r) and a change speed signal (e) the temperature of the first stage,
by means (61) for correcting the first valve opening signal depending on the first ratio control signal (a), and by means (62) for correcting the second valve opening signal depending on the second ratio control signal (fl) (FIG. 1).
2. Arrangement according to claim 1, characterized in that the second ratio control signal (ss) is limited at a predetermined low turbine load.
3. Arrangement according to claim 1, characterized by a device (81) for determining the load change speed signal (y) as a function of the load change type of the turbine (Fig. 5, 8).
4. Arrangement according to claim 3, characterized by a device (81) for correcting the nominal steam temperature (TMSO) of a steam generator which supplies steam for the turbine (Fig. 8).
5. A method for controlling a steam turbine with a control arrangement according to claim 1, wherein the turbine has a plurality of valves (7-10) which can be actuated in such a way that steam is fed to the first turbine stage via nozzle bend (3740), characterized in that a load demand signal (La), speed reference signal (NR), speed actual signal (NF), load reference signal (LR), load actual signal (LF) and load change speed signal (y) is determined that the first valve opening signal when fully loaded depending on Load demand signal (Ld) is determined, that the second valve opening signal is determined when partially loaded depending on the load demand signal (Ld), that first and second ratio control signals (a,
B) between a steam flow at full load and a steam flow at partial load depending on the load reference signal (LR), load actual signal (LF), load change speed signal (y) and change speed signal (e) of the temperature (TR) of the first stage that the first valve opening signal is corrected depending on the first ratio control signal (a), that the second valve opening signal becomes dependent on the second ratio control signal (,) and that the valves (7-10) are set such that, in accordance with the corrected valve opening signals, a desired total steam flow is fed to the turbine.
6. The method according to claim 5, characterized in that the second ratio control signal (ss) is limited at a predetermined turbine part load.
7. The method according to claim 5, characterized in that the load change speed signal (y) is determined depending on the load change type of the turbine.
8. The method according to claim 7, characterized in that the nominal steam temperature of the steam generator (4), which supplies steam to the turbine (1), is corrected.
The invention relates to a steam turbine control arrangement on a turbine with a plurality of valves for steam application to the first turbine stage via nozzles arranged in an arc, with a device for determining a load demand signal as a function of the speed reference signal, speed actual signal, load reference signal and load actual signal, with a Device for determining a first valve opening signal for loading the valves over the full arc as a function of the load demand signal, with a device for determining a second valve opening signal for loading the valves on a partial sheet as a function of the load demand signal and with a load control device for adjusting the valves in such a way, that, according to corrected valve opening signals,
a desired total steam flow is fed to the turbine and a method for controlling a steam turbine with a control arrangement, the turbine having a plurality of valves which can be actuated in such a way that steam is fed to the first turbine stage via nozzle bends.
It is therefore particularly the rapid loading and unloading of steam turbine generators according to a calculated ratio of the steam flow between two types of steam inflow by means of nozzles in such a way that the thermal stresses are reduced to a minimum in order to reduce the turbine load change time.
The start-up and loading of large steam turbine generator assemblies has recently received increasing attention, since the trend toward larger units leads to higher thermal stresses for each given temperature transition. During the start-up, two factors contribute to the thermal stress. First of all, there is a mismatch between the temperature of the steam supplied and the metal temperature. The extent of this mismatch depends on the previous operation, i. H. the turbine is started cold or hot. The mismatch is essentially corrected during the acceleration phase during commissioning.
When the turbine generator assembly produces power and the steam flow is high enough so that there is no substantial mismatch, the temperature of the metal follows the steam temperatures very quickly. The control of the metal temperatures and thus the thermal stresses is mainly based on an analytical and statistical correlation between the extent of the stresses or stresses and the expected rotor life.
Tables and diagrams have been created so that the operator can reduce the disproportion to a safe level during the acceleration phase during commissioning and determine permissible changes in the metal temperature during loading. To the burden
To accelerate the process of the turbine, various measures have been used, including warming periods in the rotating state, in order to reduce the initial disproportion. In order to achieve uniform heating of the high-pressure inlet parts of the turbine, a starting operation has already been used in which the steam inflow is carried out in the inefficient manner of the full-arc loading or the nozzle ring loading.
Suggestions are already known for using various techniques when starting steam turbines, such as acceleration control, load control, etc., with the aim of reducing the start-up time to a minimum without damaging the turbine. These known systems are usually based on ideal conditions for the steam generator.
Since the turbine start-up can take several hours, an arrangement that reduces these times and allows fluctuations in steam temperature and steam pressure from the steam generator is of great value.
A very refined approximation of the start-up and load control by continuously calculating the rotor surface and the bore stresses from speed and temperature measurements and a subsequent load with a maximum permissible stress are known from US Pat. Nos. 3,446,224, 3,561,216, 3,588,265 and 3 928 972 known. Although these known measures are very useful for a quick change at start-up and loading, these measures are not satisfactory from the standpoint of the delay time that occurs in the generation of thermal stresses, since the turbine is essentially controlled while the thermal stresses that occurs in the turbine rotor is monitored.
The object underlying the invention is therefore to create a steam turbine control arrangement with which the generation of thermal stresses in the turbine rotor can be significantly reduced or eliminated.
This object is achieved according to the invention in that the device for determining the load demand signal also responds to a load change speed signal, and furthermore by means for determining a first and second ratio control signal, based on the ratio between the steam flow when the valves are fully loaded and the steam flow at Partial loading of the valves, depending on the load reference signal, the load actual signal, the load change speed signal and a change speed signal of the temperature of the first stage, by a device for correcting the first valve opening signal as a function of the first ratio control signal, and by a device for correcting the second valve opening signal depending on the second ratio control signal.
The steam turbine control system according to the invention has the advantage that it enables the necessary signals to be fed to a steam generator control device, thereby preventing the generation of a thermal load in the turbine rotor, which could otherwise occur if the temperature of the steam supplied to the turbine fluctuates.
It is therefore a device provided in a steam turbine generator arrangement for determining a load requirement signal as a function of the load reference signal, a device for determining the valve opening for the type of loading of the valves over the full curve or the partial curve as a function of the load requirement signal, and a device for determining the ratio between the valve openings under each type of loading depending on a change in load, the ratios of the steam flows at different loads in
Dependence of a load change can be controlled so that the thermal stresses are reduced to a minimum and the turbine load change time is reduced.
The invention will be explained in more detail, for example, using the drawings.
Fig. 1 shows schematically simplified an inventive control arrangement.
2a and 2b schematically show the simplified
Actuation types, whereby only control valves are used.
Fig. 3 shows a diagram of the load versus temperature in the state of full sheet and partial sheet loading.
4a and 4b show diagrams of the load over the temperature and the load over the ratio control signal when working with full sheet loading and partial sheet loading.
FIG. 5 shows a simplified schematic of part of a further embodiment corresponding to FIG. 1.
FIG. 6 shows in a flow chart the laws underlying the process in an essential part of the system of FIG. 5.
Fig. 7 shows in a diagram the change in the steam temperature of the steam generator and the associated change in the temperature of the first stage when the turbine load is changed over time.
FIG. 8 shows a simplified schematic of part of a further embodiment corresponding to FIG. 1.
FIGS. 9 and 10 show in flowcharts the laws underlying the process in an essential part of the system of FIG. 9.
11 is a general flowchart using a programmed digital computer to perform all of the functions of the previous embodiments;
The schematic representation of FIG. 1 shows sections of a reheat steam turbine, its normal speed and load control system and an automatic ratio-adjusted load system in the form of a functional diagram. As is known, the control of a large steam turbine generator arrangement and the monitoring system are an extremely complex matter, so that only those parts are shown which are essential for explaining the invention.
The parts of the turbine shown comprise a high-pressure turbine 1, a reheating turbine 2 and one of the dual-flow low-pressure turbines 3, which are provided in tandem. The number and arrangement of additional low-pressure turbines or additional intermediate superheating turbines and the number and arrangement of generators are not essential for understanding the invention. The steam flows from a steam generator 4 via a main shut-off valve 5 with a bypass valve 6 and via control valves 7, 8, 9 and 10, each of which is connected to a different nozzle bend or nozzle segment which feed the rotor blades of the first stage or of the high-pressure part.
The steam from the high-pressure turbine 1 is reheated in the reheater 11, flows via intermediate heating shut-off valves (not shown) and bleed valves (not shown) to the intermediate heating turbine 2 and from there via connecting lines 14 to the low-pressure turbines.
The supply of steam is controlled by means of a number of control valve servomechanisms, which are illustrated overall by block 15 and actuate the respective valves, which is shown by dashed lines. The servomechanisms can work electro-hydraulically and drive hydraulic high-pressure tappets in response to electrical signals.
The servomechanism 15 is controlled by a valve opening control device 16 which, as an output, generates a suitable ventiIpositioniersignal corresponding to a desired steam flow rate.
The control valves 7 to 10 can be actuated in a known manner in such a way that the steam is either supplied uniformly through all nozzle segments which are arranged around the inlet of the first turbine stage, which is also referred to as full charging. The control valves 7 to 10 can also be actuated more thermodynamically so that only one nozzle segment is acted on at the same time; what is known as partial loading.
2a and 2b show the two extreme positions between the full application according to FIG. 2a and the partial application according to FIG. 2b when the control valves are used accordingly and the shut-off valve 5 and its bypass 6 are open. Each of the control valves 7 to 10 feeds a separate nozzle segment or a separate nozzle bend 37 to 40. According to FIG. 2a, all control valves 7 to 10 are partially open, so that steam flows to all nozzle segments 37 to 40. In FIG. 2 b, the first control valve 7 is wide open, so that steam can flow to the nozzle segment 37, while the control valve 8 is partially open, so that only a reduced steam flow goes to the nozzle segment 38. The valves 9 and 10 are closed, so that the nozzle segments 39 and 40 are separated.
According to FIG. 3, the temperature difference of the first stage exists over practically the entire area of the applied load, the difference being a maximum in the unloaded state and converging to the same temperature under full load. At full load, there is no difference between full loading and partial loading.
The top line 46 for full load in Fig. 3 shows a gradually increasing temperature of the first stage as the load increases. Below that, the interconnected arcuate line segments 47 for partial loading show a clearer increase in temperature with an increase in load, which however begins at a lower temperature. The discontinuities show the points at which each of the four control valves begins to open.
A theoretical operation with an infinite number of valves is illustrated by line 48.
The vertical line 49 in FIG. 3 shows that a high temperature of the first stage is reached at a point Fa when fully loaded, while a much lower temperature of the first stage is obtained at point Fb when partially loaded. The horizontal line 50 of FIG. 3 shows that a small load is obtained at a point LL when fully loaded, while a greater load is obtained at the same temperature of the first stage at point LR when partially loaded.
Therefore, if a load change occurs, the temperature of the first stage will not change if the ratio is controlled accordingly. According to the invention, the steam flow is therefore controlled or regulated between the full application and the partial application at the time of a load change in accordance with the load change, while the ratio between the full application and the partial application is regulated in such a way that the temperature of the first stage does not change and gradually to the partial application which is more effective after reaching a desired load value.
When the load increases after the transition to partial loading has been completed, the steam flow is increased during this loading at a predetermined rate of change, since the temperature increase in the temperature of the first stage can no longer be obtained by controlling the loading ratio. It is therefore possible according to the invention to implement a load control that is essentially free of the generation of thermal stresses or stresses, so that the need to monitor the thermal stresses is eliminated.
In contrast to the teachings of the prior art, in which regulation is required either at full or partial load, the invention continuously controls between full load and partial load or any intermediate point during the transition process in order to adjust the temperature of the first stage so that the occurrence of a thermal stress is reduced to a minimum.
During operation with constant load, the control is gradually returned to the more effective partial application.
The various functions shown in FIG. 1 can be performed with suitable devices that are selected to implement the functions shown. The functions can also be programmed as instructions for a digital computer.
The invention as it is carried out by means of such devices is described below in connection with FIG. 1. Reference is then made to an example of programming a flowchart for carrying out the invention with the digital computer.
1 shows a load demand determination device 21, to which a speed reference signal NR, a speed reference signal NF, a load reference signal LR, a load reference signal LF and a load change speed signal y are coupled in order to obtain a load demand signal Ld. The load demand signal Ld rises or falls with the change of the load reference signal LR from LR1 to LR2, which depends on the size relationship between LR1 and LR2, which is given by the following equation:
Ld = LR1 + yt + oN (NR - NF) (1) When the load has reached LR2, Ld = LR2 + 7 (NR - NF) ...... (2) where dN is the so-called speed control factor , d. H. a factor for converting the speed difference signal (NR NF) into the corresponding load demand signal.
In the embodiment shown, the actual speed signal NF and the actual load signal LF are branched off from the respective outputs of a speed detector and a steam pressure detector of the first stage. These detectors are shown schematically at 22 and 23, respectively. In the device 21 there are adders 24, 25, 26, coefficient multipliers 28, 29 and 30, a function generator (pattern generator) 31 and a proportional-integral controller 32. The individual adders receive their input signals with the polarities shown.
K1 in the coefficient multiplier 28 is a coefficient for converting the pressure signal into a load signal. The function generator 31 has an integrating function and responds to changes in the load reference signal, i. H. it follows the changes in the load reference signal at a specific load rate of change.
The devices 51 and 52 serve to determine the degrees of valve opening. The device 51 determines the degrees of opening of the control valves 7 to 10, based on the load demand signal Ld when fully loaded, while the device 52 likewise defines the degrees of opening of the control valves 7 to 10 when partially loaded. All control valves 7 to 10 are arranged at the same degree of opening when fully loaded, while when partially loaded they are brought into the full open position one after the other. In this case, the valve opening degree is adjusted so that it changes as a linear function of the load demand signal Ld.
This is done by arranging servomechanisms in order to achieve non-linear characteristics of the valves, as described, for example, in the literature reference ISA-Journal, Control Valve Requirements for Gas Flow System, September 1956, pp. 323-329. The valve opening signal setting devices 61 and 62 correct the valve opening signals when the respective valve opening determination devices are acted upon in the presence of ratio control signals a and ss, which will be explained later. a and ss here are coefficients that are related to one another such that a + ss = 1, provided that 0 <a <1 and 0 <ss <1.
In particular, these are factors for bringing the ratio between the steam flow at full admission and that at partial admission to a and fl without changing the steam flow supplied to the turbine. The adjusting valve opening signals, which come from the respective valve opening signal setting device 61 or 62, are connected to a valve opening control device 16 and are given from there to a servomechanism for each of the valves 7 to 10 as a predetermined positioning signal for each valve.
A ratio control signal determining device 71 serves to determine the steam flow ratio between the two pressures. The load reference signal LR, the actual load signal LF and the load change speed signal y and a signal e for a temperature change speed of the first stage are coupled to the device 71 in order to generate the ratio control signals a and fl. The determination of the ratio control signals a and fl is described below with reference to FIGS. 4a and 4b.
4a and 4b show characteristic diagrams for the explanation of the translation of a and fl, which represent the loading ratio when the load on the turbine changes in operation from L1 to L2.
If the turbine is in steady-state operation with a load L1, partial loading is carried out, since this results in a higher efficiency. This state corresponds to point A in Fig. 4a. At this point in time, a and fl, which represent the loading ratio, correspond to point A 'in FIG. 4b. This means that al = 0 and ss1 = 0.
When the load reference signal LR changes from L1 to L2, the steam flow is controlled so that both pressures are present together, as shown at point B in Fig. 4a, which only changes the load without changing the temperature of the first Stage occur. At this time, a and fl, which represent the loading ratio, are located at point B 'of Fig. 4b and have the values? 2 and ss2. After that, only the loading ratio is controlled, without changes in load occurring, in order to finally return to the partial loading. As a result, the operation continues in a characteristic manner at point C of FIG. 4a and at point C 'of FIG. 4b.
With the change in load between points A and B (FIG. 4a), the loading between points A 'and B' (FIG. 4b) is changed.
In this case, although the temperature difference of the temperature of the first stage between the two types of loading, as represented by lines 46 and 48, adjusts itself according to the steam flow ratio between the two types of loading, this relationship is practically linear. If we set α: ss = 0.5: 0.5, the temperature of the first stage lies exactly in the middle between lines 46 and 48. The application ratio control signals a and ss at the time of the load change in Fig. 4a are therefore , as explained below.
Since the characteristic curves 46 and 48 can practically be regarded as straight lines, TF (LA) and TP (LA) are obtained for the temperatures of the first stage in the respective full application and partial application at a given load LA in percent TF (LA) = ( TR - TFO) LA + TFO
100 (3) LA TP <LA) = (TR - TPO) + TPO f4
TR means the temperature of the first stage at nominal load, TF0 the temperature of the first stage without load when fully loaded and TP0 the temperature of the first stage without load when partially loaded.
Thus, if the turbine is under percent load L1 and is operating at point A, the temperature of the first stage TP (L1) is obtained from equation (4). Immediately after the percentage change from L1 to L2, the temperature of the first stage remains unchanged. At this point in time, α2 and ss2, which show the ratio of the exposure types, have the following values:
: TP (li2) + 2 t {TF (L2) - T'P (lii) J = Tg (L1)
TP (L1) - TP (L2)? 2 =
TF (L2) - TP (L2) ......... (5) ss2 = 1 - α2 ......... (6)
Here, L2 is obtained from the load reference signal and L1 from the actual load signal or from the load feedback signal, so that the temperature of the first stage is obtained from equations (3) and (4) with each load under each load, where TR, TP0 and TF0 are used, which are each stored in the device as a constant.
Then one obtains the change value of a and ss for the correction of the loading from a = al (= 0) to a = a according to the load change speed signal y. The increment #? of the ratio control signal a between points A and B is: #? =?
-? .......... (7)
2 1
The time period AT, which is required for the load change from L1 to L2, results in
EMI5.1
Thus one obtains for the load change (da / dt) l for the ratio control signal a -
EMI5.2
When controlled by a special computer, as shown, the output signals? and ss of the ratio control signal determining means to tX = + d d? ) 1 dt ......... (10) d? = ss1 - (d?) 1t .............. (11) where al and ss1 are the ratio control signals before the start of the load change and t is the time period that has passed from the start of the load change.
If the control system is equipped with a digital computer, the control is not continuous, but is carried out in a predetermined cycle. In this case the following values for a and ss are obtained if the control cycle is designated z.
d? α =? 1 + (dt) 1. # ........ (10) 'ss = ss1 (d?) 1. # ......... (11) '
Equations (10 ') and (11') correspond to equations (10) and (11), respectively.
The ratio of the steam flow between the full application and the partial application is controlled according to the invention in such a way that load control is possible without causing changes in the temperature of the first stage. This allows turbine load control without generating significant thermal stresses or strains. Thus, if the load needs to be reduced quickly, this can be accomplished without being accompanied by substantial generation of thermal stresses even with a large load change rate signal.
When the load has stabilized at L2, the ratio control signals a and ss are regulated so that they return to point C 'from point B' in Fig. 4b or
from point B in FIG. 4a from point C. At this point in time it is necessary to determine the completion of the load change. This is done by determining that the difference between the load reference signal L and the load actual signal LF is reduced so that it lies in a predetermined range AL. This is expressed mathematically as follows: LR - LF # #L ............ (12)
When this condition occurs, the ratio control signals a and ss are changed so that a transition to partial loading begins. The ratio control signals a and ss are changed in such a way that the rate of change signal E for the temperature of the first stage, which was previously set by taking into account the thermal stress occurring on the turbine rotor, is not exceeded.
The time AT 'required for the transition from point B to point C is #. #T '= TP (L1) - TP (L2)
TP (L1) - TP (L2) #T '= ...... (13) #
Thus, the rate of change (d? / Dt) 2 of the ratio control signal is a #T '. () 2 =? 2 dt? 2 #. ? 2 d? () 2 = = dt #T 'TP (L1) - TP (L2)
From the equations (10) and (11) or (10 ') and (11') one obtains the ratio control signals a and ss for the transition from point B to point C? =? 2 + () 2. t .......... (15) dt ss = 1 -?
= 1 -? 2 - (##) 2. t .......... (16) dt = oc, + (3 2 (15) 'dt ss = 1 -? =? 2 -? 2 - (d?) 2. #. ......... (16) German
If a <0, the ratio control signal a can be limited to a = 0 and ss = 1. If a> 1, it can be limited to a = 1 and ss = O.
Since the operation with partial loading at a low load can lead to local heating of the turbine, one would like to exclude turbine operation in the area to the left of the dashed line connecting the points D and E in FIG. 4a, i. H. one would like to avoid ratio control signals a and fl in the area to the left of the dashed line 52, which connects the points D 'and E' in FIG. 4b. If intrusion into this area is likely, the ratio control signal a should be restricted in the following manner. If the loads at points D and E are referred to as LL2 and LL1, the ratio control signal is limited to aL, i. H.
LL2-LR = ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ - = (17) LLX - LLd if LL1 <LR <LL2, while a restriction to a = 1 is made when LR <LL1. In other words, the ratio control signal determining means 71 is designed to also limit the equation (17) in addition to that in equations (10) and (11) or in equations (15) and (16 ) is calculated so that these limited values of the ratio control signal a are optionally provided in accordance with the turbine working conditions.
In this embodiment, there is no particular problem in that the turbine operation can be shifted horizontally, i.e. H. in the direction parallel to the abscissa in Fig. 4a, for example from point A to point B when a load change is required. However, if it is inevitable to make a transition along line 46, 48 or 51 for a load change, for example if the load is reduced from the nominal load or down to the area to the left of line 51 or increased from point C to point A. generation of thermal stress or thermal stresses is essentially unavoidable. It is therefore necessary to prepare and select optimal load change speed signals yHyn for the individual cases in order to output them as in FIG. 1 according to the turbine operating conditions.
FIG. 5 schematically shows a diagram similar to FIG. 1, in which a load change speed signal determination device 81 is provided, which is additionally provided in particular for this purpose. This device 81 receives the load reference signal LR, the actual load signal LF and the ratio control signal from the device 71 for determining the turbine operating state via its logic circuit. The device selects one of the prepared load change speed signals yl to 4, which corresponds to the operating state.
The load change speed signal yl is for the location of the temperature of the first stage in the direction parallel to the abscissa of Fig. 4a when the load changes, the signal y2 for the location along line 46, the signal 3 for the location along line 51 and the signal y4 prepared for the location along line 48. It is of course possible to arrange such that a separately prepared value can be selected from outside, ignoring the y value selected by the logic circuit in FIG. 6, in order to be able to determine a desired y at any time .
A further embodiment is explained below, which has a control which interacts with the steam generator 4. In the description so far, it has been assumed that the temperature of the steam supplied by the steam generator 4 is constant. However, as a result of various external disturbances that affect the steam generator, steam temperature fluctuations actually occur. Although various control devices have been proposed to regulate the steam generator itself, in practice there are inevitably greater or lesser fluctuations.
7 shows characteristic curves from which this problem can be seen, as well as a more precise measure to solve this problem in a further embodiment. The diagram shows the percentage of the nominal load of the turbine and the percentage of the nominal steam temperature of the steam generator on the abscissa, while the time is plotted on the ordinate and the temperature of the first stage is plotted on the abscissa.
The diagram shows that a shift in the turbine load from 60 o / o to 90/0 of the nominal load during a period from time t1 to time t2 leads to a change in the steam temperature of the steam generator within + 50 / o of the nominal steam temperature TMS0, as is done by line 92 is illustrated. This changes the temperature of the first stage according to line 93. The change, as given by line 93, is undesirable, however, since the temperature differences result in thermal stresses.
In using the invention, the nominal steam temperature of the steam generator is tentatively reduced by TR in this case, which is shown at TMS0 to bring about a change in steam temperature along line 92 ', resulting in a change in the temperature of the first stage along line 93' . The ratio control signal a for full application is corrected so that the temperature reduction to values of line 93 'is compensated so that the geometrical location of the temperature of the first stage coincides with line 48, whereby undesirable thermal stresses can be suppressed. Fig. 8 shows schematically in a diagram the essential part required for this purpose.
The construction according to FIG. 8 corresponds to that of FIG. 1 with the exception that the performance of the additional load change speed test signal determination device 81 is improved in such a way that it can produce a command for correcting the nominal steam temperature with respect to the steam generator, with the further exception that that a ratio control signal adjuster 72 is provided. A value i ATR is provided here as a change in the nominal steam temperature. The reason is that while in the previous example of load increase a change of -ATR along line 48 is required, in the opposite case of load reduction along line 46 a change of + ATR is required.
9 shows the logic structure required for the device 81 in this case. In the ratio control signal setting device 72, the output signals a and fl of the ratio control signal determination device 71 are coupled to the respective adders 74 and 75 for setting to a 'or ss' in the presence of a correction signal Aa', which consists of the load demand signal Ld and the output signal TMS of the steam temperature detector, not shown, is calculated, which is provided at the outlet section of the steam generator. The following equations apply - TS 100 #? ' = K2.
.......... (18) (100-Ld) TFO - TPC? ' =? + #? ', ss' = ss - #?' .......... (19).
The values TF0 and TP0 correspond to those of Fig. 4a.
The invention can be implemented by means of electronic devices. Since this requires a very complicated system, it is far better to use a programmed digital computer. Fig. 10 shows a general flow chart for such a case.
Although the previous embodiments relate to a power plant project, the invention can also be applied to a private power generation plant that is connected to an independent load. Furthermore, the invention is not only suitable for power generation devices, but also for steam turbines for a mechanical drive, for example for driving oil line pumps and ships. While four control valves were used in the above-described embodiments, it is of course also possible to use no less than two valves to practice the invention.
Although according to the invention the pressure P1 of the first stage is determined as a turbine load and is converted for further use, it is also possible to use direct measurements of the turbine load, although this means slight compromises in terms of accuracy. In another alternative, since the time constant for responding to the turbine load is comparatively short, and is usually less than 10 seconds, it is possible to operate the invention sufficiently by using the output signal of the function generator 31 for the load demand signal Ld for the calculation according to equation (18) is substituted.
Although the insensitivity band AL is provided with respect to the difference between the turbine load LA and the target load LR, by controlling the size L, a sensitivity setting can be made via an FA / PA cooperation control. By setting AL to be larger than the free controller width, there is no need to respond to turbine load fluctuations due to system frequency fluctuations.
The line 51 provided for the limitation of the loading at low load need not run exactly between the two output levels LL1 and LL2. It is also possible to use a curved limit curve, the turbine efficiency and the extent of local heating being taken into account in order to achieve the effects according to the invention without significantly changing them.
Although the first stage steam temperature characteristics are linearly approximated by lines 46 and 48 with respect to the turbine load LA, the actual characteristics are not linear, so when FA / PA cooperation control with high accuracy is required, the nonlinear characteristics instead of the equations (5) and (6) can be used. In the logic determination function for selectively setting the load change speed, the arrangement of the embodiment of Fig. 6 is not always necessary. It is only necessary to obtain the exposure determination for the geometric location followed by the first stage steam temperature.