CH698282A2

CH698282A2 - Combined cycle power plant system.

Info

Publication number: CH698282A2
Application number: CH19362008A
Authority: CH
Inventors: Tailai Hu; Robert Joseph Iasillo; Gordon R Smith; Kelvin Rafael Estrada
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2007-12-20
Filing date: 2008-12-09
Publication date: 2009-06-30
Also published as: CH698282B1; CN101463736A

Abstract

The system (10) has a gas turbine (12) and a steam turbine (14) coupled with generators (16, 18), respectively. A heat recovery steam generator (HRSG) (20) is coupled with the turbines, where the HRSG serves for supplying steam to the steam turbine. Pressure controlling devices (40, 42) are coupled in flow connection with the HRSG, where the pressure controlling devices are adjusted to a preset value for a bypass pressure setting point and are adjusted such that the preset value is increased with a preset rate to another preset value.

Description

Querverweis auf verwandte AnmeldungenCross-reference to related applications

[0001] Diese Patentanmeldung beansprucht die Priorität der vorläufigen US-Patentanmeldung Nr. 61/015 425 vom 20. Dezember 2007, die hiermit durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen wird. This patent application claims the benefit of US Provisional Patent Application No. 61/015425 of December 20, 2007, which is hereby incorporated by reference in its entirety.

Stand der TechnikState of the art

[0002] Das Gebiet der Erfindung betrifft allgemein Kombikraftwerkssysteme und insbesondere Verfahren und eine Vorrichtung zum schnellen Anfahren und Belasten solcher Systeme. The field of the invention relates generally to combined cycle power plant systems, and more particularly to methods and apparatus for rapidly starting up and loading such systems.

[0003] Wie dem Fachmann bekannt ist, umfassen Kombikraftwerkssysteme eine oder mehrere Gasturbinen und Wärmerückgewinnungsdampferzeuger (HRSG) und eine Dampfturbine. Bekannte Anfahrprozeduren für Systeme mit kombinierten Prozessen erfordern das Halten der Gasturbine auf Niederlast und schränken die Gasturbinen-Belastungsgeschwindigkeit ein, um die Anstiegsgeschwindigkeit der Dampftemperatur zu regeln. Dieses Halten und diese Einschränkungen tragen während des Anfahrvorgangs zu Luftemissionen bei, können die Anfahr- und Belastungszeiten erhöhen und den Brennstoffverbrauch während des Anfahrens und Belastens erhöhen. As known to those skilled in the art, combined cycle power plant systems include one or more gas turbine and heat recovery steam generators (HRSG) and a steam turbine. Known start-up procedures for combined process systems require maintaining the gas turbine at low load and restricting the gas turbine loading speed to control the rate of rise of the steam temperature. These stops and these restrictions contribute to air emissions during start-up, can increase start-up and load times, and increase fuel consumption during startup and loading.

[0004] Das heisst, bevor die Gasturbine Volllast erreicht hat, wird bei bekannten Systemen mit kombinierten Prozessen die Gasturbine während des Anfahrens und Belastens gehalten, bis die Temperatur des Dampfs, der vom HRSG erzeugt wird, im Wesentlichen der Temperatur des Dampfturbinenhochdruck- und Zwischendruckkesselmetalls entspricht, bis der HRSG mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit erwärmt worden ist und/oder bis der HRSG auf eine Temperatur erwärmt worden ist, bei der er zur Brennstofferwärmung bereit ist. Durch Halten der Gasturbine auf eine niedrige Last wird die Gasturbine allgemein mit einem niedrigen Wirkungsgrad und mit höheren Abgasemissionen betrieben. Überdies wird bei bekannten Systemen der Dampfbypass-Drucksollwert traditionell auf einen Grunddruck eingestellt, d.h., auf einen HRSG-Herstellerparameter oder auf einen bestehenden Druck, je nachdem, was höher ist. Der Drucksollwert wird während des Dampfeinlasses in die Dampfturbine typischerweise auf einen konstanten Druck gehalten. That is, before the gas turbine has reached full load, in known systems with combined processes, the gas turbine is held during startup and loading until the temperature of the steam generated by the HRSG is substantially the temperature of the steam turbine high pressure and intermediate pressure boiler metal corresponds until the HRSG has been heated at a predetermined rate and / or until the HRSG has been heated to a temperature at which it is ready for fuel heating. By keeping the gas turbine at a low load, the gas turbine is generally operated with low efficiency and higher exhaust emissions. Moreover, in known systems, the steam bypass pressure setpoint is traditionally set to a default pressure, i.e., to an HRSG manufacturer parameter or to an existing pressure, whichever is higher. The desired pressure value is typically maintained at a constant pressure during the steam inlet to the steam turbine.

[0005] Diese traditionellen Anfahrprozeduren wurden in der Vergangenheit mindestens teilweise hingenommen, weil Anfahrvorgänge selten waren. Doch mit den Preisschwankungen der Tag- und Nachtstromtarife sind solche Anfahrvorgänge häufiger geworden. Zudem hat der Trend zugenommen, Kombikraftwerke aufgrund der periodischen Nachfrageschwankungen und der Erdgaspreise als Tagesspitzenlastaggretate einzusetzen. Wie oben beschrieben, hat die Zunahme der Anfahrvorgänge zu einer zunehmenden Erwünschtheit des schnelleren Anfahrens von Kombikraftwerkssystemen mit höherem Wirkungsgrad und niedrigeren Emissionen geführt. Zudem werden Spitzenlastaggregate als rotierende Reserve/nicht rotierende Reserve eingestuft. Deshalb wird ein schnellerer Anfahrvorgang bevorzugt. These traditional startup procedures have been at least partially accepted in the past because startup operations were rare. But with the price fluctuations of the day and night tariffs such start-ups have become more common. In addition, the trend has been to use combined cycle power plants as peak daily loadgrids due to periodic fluctuations in demand and natural gas prices. As described above, the increase in startup operations has resulted in an increasing desirability of faster start-up of higher efficiency, lower emissions combined cycle power plant systems. In addition, peak load units are classified as rotating reserve / non-rotating reserve. Therefore, a faster startup is preferred.

Kurze Beschreibung der ErfindungBrief description of the invention

[0006] In einem Aspekt- wird ein Verfahren zum Anfahren eines Kombikraftwerkssystems bereitgestellt. Das System umfasst eine Gasturbine und eine Dampfturbine. Das Verfahren umfasst das erleichterte Belasten der Gasturbine mit einer Belastungsgeschwindigkeit, die eine erhöhte Belastungsgeschwindigkeit ist, das Einstellen eines ersten vorbestimmten Werts für einen Bypassdrucksollwert für Hochdruckdampf und das Erhöhen des ersten vorbestimmten Werts auf einen zweiten vorbestimmten Wert mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit. In one aspect, there is provided a method of starting up a combined cycle power plant. The system includes a gas turbine and a steam turbine. The method includes facilitating loading of the gas turbine at a load rate that is an increased load rate, setting a first predetermined value for a bypass pressure setpoint for high pressure steam, and increasing the first predetermined value to a second predetermined value at a predetermined speed.

[0007] In einem anderen Aspekt wird ein Kombikraftwerkssystem bereitgestellt. Das System umfasst eine Gasturbine, die mit einem ersten Generator gekoppelt ist, eine Dampfturbine, die mit einem zweiten Generator gekoppelt ist, und einen Wärmerückgewinnungsdampferzeuger, der mit der Dampfturbine und der Gasturbine gekoppelt ist. Der Wärmerückgewinnungsdampferzeuger versorgt die Dampfturbine mit Dampf. Das System umfasst auch mindestens einen Druckregler, der in Strömungsverbindung mit dem Wärmerückgewinnungsdampferzeuger gekoppelt ist. Der Druckregler ist auf einen ersten vorbestimmten Wert für einen Bypassdrucksollwert eingestellt und wird so variiert, dass der erste vorbestimmte Wert mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit auf einen zweiten vorbestimmten Wert erhöht wird. In another aspect, a combined cycle power plant system is provided. The system includes a gas turbine coupled to a first generator, a steam turbine coupled to a second generator, and a heat recovery steam generator coupled to the steam turbine and the gas turbine. The heat recovery steam generator supplies the steam turbine with steam. The system also includes at least one pressure regulator coupled in flow communication with the heat recovery steam generator. The pressure regulator is set to a first predetermined value for a bypass pressure set point and is varied so that the first predetermined value is increased at a predetermined speed to a second predetermined value.

[0008] In einem weiteren Aspekt wird ein Verfahren zum Anlassen eines Kombikraftwerkssystems bereitgestellt. Das System umfasst eine Gasturbine und eine Dampfturbine. Das Kombikraftwerkssystem umfasst auch einen Wärmerückgewinnungsdampferzeuger, einen Kondensator, der mit der Dampfturbine verbunden ist, und eine Vielzahl von Bypasswegen, die vom Wärmerückgewinnungsdampferzeuger zum Kondensator und von der Hochdruckdampfleitung zur heissen Zwischenüberhitzungsdampfleitung verlaufen. Zudem umfasst das System auch mindestens einen Druckregler, der in Strömungsverbindung mit mindestens einem Dampfbypassweg gekoppelt ist. Das Verfahren umfasst das Belasten der Gasturbine mit erhöhter Belastungsgeschwindigkeit und das Belasten der Dampfturbine mit Dampf bei veränderlichem Druck. Die Dampfturbine wird mit Dampf bei veränderlichem Druck belastet, indem ein Bypassdrucksollwert für Hochdruckdampf mithilfe des mindestens einen Druckreglers auf einen ersten vorbestimmten Wert eingestellt wird und der Bypassdrucksollwert mithilfe des mindestens einen Druckreglers mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit auf einen zweiten vorbestimmten Wert erhöht wird. In a further aspect, a method for starting a combined cycle power plant system is provided. The system includes a gas turbine and a steam turbine. The combined cycle power plant system also includes a heat recovery steam generator, a condenser connected to the steam turbine, and a plurality of bypass paths extending from the heat recovery steam generator to the condenser and from the high pressure steam line to the hot reheat steam line. In addition, the system also includes at least one pressure regulator coupled in flow communication with at least one vapor bypass path. The method includes loading the gas turbine at an increased load rate and loading the steam turbine with variable pressure steam. The steam turbine is loaded with variable pressure steam by adjusting a high pressure steam bypass pressure setpoint to a first predetermined value using the at least one pressure regulator and increasing the bypass pressure setpoint to a second predetermined value by the at least one pressure regulator at a predetermined speed.

Kurze Beschreibung der ZeichnungenBrief description of the drawings

[0009] <tb>Fig. 1<sep>ist eine schematische Darstellung eines beispielhaften Kombikraftwerkssystems. <tb>Fig. 2<sep>ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens zum Betreiben des in Fig. 1gezeigten Kombikraftwerkssystems.[0009] <Tb> FIG. 1 <sep> is a schematic representation of an exemplary combined cycle power plant system. <Tb> FIG. 2 <sep> is a flowchart of an exemplary method of operating the combined cycle power plant system shown in FIG. 1.

Ausführliche Beschreibung der ErfindungDetailed description of the invention

[0010] Auch wenn die Verfahren und die Vorrichtung hierin im Kontext eines Kombikraftwerkssystems beschrieben werden, das in einer Stromerzeugungsumgebung verwendet wird, wird in Betracht gezogen, dass die Verfahren und die Vorrichtung, die hierin beschrieben werden, in anderen Anwendungen Gebrauch finden können. Zusätzlich sind die Prinzipien und Lehren, die hierin dargelegt werden, auf Turbinen anwendbar, die eine Vielfalt von Brennstoffen wie z. B., aber ohne darauf beschränkt zu sein, Erdgas, Ottokraftstoff, Kerosin, Dieselkraftstoff und/oder Düsenkraftstoff verwenden können. Zudem können die Verfahren und die Vorrichtung, die hierin beschrieben werden, sowohl in Verbindung mit mehrwelligen als auch mit einwelligen Systemen mit kombinierten Prozessen verwendet werden. Die nachstehende Beschreibung ist daher lediglich beispielhaft, statt einschränkend zu verstehen. Although the methods and apparatus are described herein in the context of a combined cycle power plant system used in a power generation environment, it is contemplated that the methods and apparatus described herein may find use in other applications. In addition, the principles and teachings set forth herein are applicable to turbines containing a variety of fuels, such as fuels. For example, but not limited to, natural gas, gasoline, kerosene, diesel fuel and / or jet fuel can use. In addition, the methods and apparatus described herein may be used in conjunction with both multi-well and single-well combined-process systems. The following description is therefore intended to be exemplary only rather than limiting.

[0011] Fig. 1 ist eine schematische Darstellung eines beispielhaften Kombikraftwerkssystems 10. Fig. 2 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens 100 zum Betreiben des Kombikraftwerkssystems 10. Das System 10 umfasst eine Gasturbine 12 und eine Dampfturbine 14, die mit jeweiligen Generatoren 16 und 18 gekoppelt sind. Die Dampfturbine 14 ist über Mehrfachleitungen mit einem Wärmerückgewinnungsdampferzeuger (HRSG) 20 und an dessen Auslass mit einem Kondensator 22 gekoppelt. In der Ausführungsform umfasst das System 10 auch Temperaturregler 24 am Auslassanschluss des Hochdruck-Überhitzers/Zwischenüberhitzers 25. Der HRSG 20 kann einen Durchlauf oder Trommelverdampfer aufweisen, der in der Lage ist, das tägliche Anfahren zu tolerieren und die Gasturbine 12 mit einer optimierten Geschwindigkeit zu belasten, bei einer normalen Lebensdauer und normaler oder planmässiger Wartung. 1 is a schematic diagram of an example combined cycle power plant 10. FIG. 2 is a flowchart of an example method 100 for operating the combined cycle power plant 10. The system 10 includes a gas turbine 12 and a steam turbine 14 coupled to respective generators 16 and 18 are coupled. The steam turbine 14 is coupled via multiple lines to a heat recovery steam generator (HRSG) 20 and at its outlet to a condenser 22. In the embodiment, the system 10 also includes temperature controllers 24 at the outlet port of the high pressure superheater / reheater 25. The HRSG 20 may include a sweep or drum evaporator capable of tolerating daily startup and augmenting the gas turbine 12 at an optimized rate with normal service life and normal or scheduled maintenance.

[0012] Das System 10 umfasst ausserdem Bypasswege 26, 28 und 30, die vom HRSG 20 zum Kondensator 22 verlaufen, und weist auch einen in Kaskade angeordneten Hochdruck (HP)-Bypass-weg 32 auf, der von der Hochdruckdampfleitung 31 zur kalten Zwischenüberhitzungsdampfleitung 33 verläuft. Das heisst, ein parallel angeordneter HP-Bypassweg 26 steht mit dem Überhitzer/Zwischenüberhitzer 25 und dem Kondensator 22 in Strömungsverbindung, ein Niederdruckdampf (LP)-Bypassweg 28 steht mit einem Niederdruckabschnitt 29 des HRSG 20 und dem Kondensator 22 in Strömungsverbindung, und ein heisser Zwischenüberhitzungsdampf (HRH)-Bypassweg 30 steht mit dem Überhitzer/Zwischenüberhitzer 25 und dem Kondensator 22 in Strömungsverbindung. In der beispielhaften Ausführungsform stellen die Bypasswege 26, 28, 30 und/oder 32 Hochdruckdampf-Ausweichströmungswege bereit, wenn die Dampfturbinen-Einlassventile moduliert werden, um das Belasten der Dampfturbine 14 bei ihrer schnellstmöglichen Geschwindigkeit zu gestatten, die in der beispielhaften Ausführungsform etwa 100 % der Nenndrehzahl der Turbine 14 entspricht. The system 10 further includes bypass paths 26, 28 and 30 extending from the HRSG 20 to the condenser 22, and also includes a cascaded high pressure (HP) bypass path 32 leading from the high pressure steam line 31 to the cold reheat steam line 33 runs. That is, a HP bypass path 26 arranged in parallel is in fluid communication with the superheater / reheater 25 and the condenser 22, a low pressure steam (LP) bypass path 28 is in fluid communication with a low pressure section 29 of the HRSG 20 and the condenser 22, and hotter Interheat steam (HRH) bypass path 30 is in fluid communication with the superheater / reheater 25 and the condenser 22. In the exemplary embodiment, the bypass paths 26, 28, 30 and / or 32 provide high pressure steam bypass flow paths when the steam turbine inlet valves are modulated to allow the steam turbine 14 to load at its fastest possible speed, which in the exemplary embodiment is about 100%. the rated speed of the turbine 14 corresponds.

[0013] In der beispielhaften Ausführungsform umfassen die Bypasswege 26 und 32 jeweils Ventils 34 und 36, die moduliert werden, um die Regelung des Drucks des Hochdruckdampfs und der Anstiegsgeschwindigkeit des Hochdruckdampfdrucks zu erleichtern. Der Bypassweg 30 umfasst ein Ventil 38, das moduliert wird, um die Regelung des Zwischenüberhitzungsdampfdrucks zu erleichtern, wenn das Dampfturbinen-Zwischendruckregelventil während des Belastens der Dampfturbine moduliert wird. Der Dampfbypassweg 28 stellt einen Ausweichweg für den Niederdruckdampf bereit, wenn das Dampfturbinen-Niederdruckeinlassventil während des Belastens der Dampfturbine moduliert wird. In the exemplary embodiment, the bypass paths 26 and 32 include valves 34 and 36, respectively, which are modulated to facilitate the control of the pressure of the high pressure steam and the rate of increase of the high pressure steam pressure. Bypass path 30 includes a valve 38 that is modulated to facilitate the regulation of reheat steam pressure when the steam turbine intermediate pressure control valve is modulated during the loading of the steam turbine. The vapor bypass path 28 provides an escape path for the low pressure steam when the steam turbine low pressure inlet valve is modulated during the loading of the steam turbine.

[0014] In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das System 10 ausserdem einen ersten Druckregler 40, der in Strömungsverbindung mit Bypasswegen 32 und 26 gekoppelt ist, und einen zweiten Druckregler 42, der in Strömungsverbindung mit dem Bypassweg 30 gekoppelt ist. Das heisst, der erste Druckregler 40 ist in Strömungsverbindung mit Ventilen 34 und 36 gekoppelt, und der zweite Druckregler 42 ist Strömungsverbindung mit dem Ventil 38 gekoppelt. Bei anfänglichen Betriebsbedingungen kann ein Sollwert des ersten Druckreglers 40 entweder feststehen und/oder zeitlich veränderlich sein. Nach einer vorbestimmten Zeit wird ein vorbestimmter Sollwert A des ersten Druckreglers 40 anhand des bestehenden Betriebsdrucks in einer Hochdrucktrommel, der Metalltemperatur und/oder der Rohrlänge der Bypassleitungen 26 und/oder 32 bestimmt. In der beispielhaften Ausführungsform wird der erste Druckregler 40 auf einen Minimaldrucksollwert eingestellt. Der Drucksollwert des ersten Druckreglers 40 wird mit einer bevorzugten Geschwindigkeit auf einen Zielwert oder zweiten vorbestimmten Wert B erhöht, wie im Folgenden ausführlicher beschrieben. Der zweite Druckregler 42 ist konfiguriert, um eine Strömung des heissen Zwischenüberhitzungsdampfs zu regeln, wie im Folgenden ausführlicher beschrieben. In the exemplary embodiment, the system 10 further includes a first pressure regulator 40 coupled in flow communication with bypass paths 32 and 26 and a second pressure regulator 42 coupled in flow communication with the bypass path 30. That is, the first pressure regulator 40 is coupled in flow communication with valves 34 and 36, and the second pressure regulator 42 is coupled in fluid communication with the valve 38. At initial operating conditions, a setpoint of the first pressure regulator 40 may either be fixed and / or time-varying. After a predetermined time, a predetermined setpoint value A of the first pressure regulator 40 is determined based on the existing operating pressure in a high-pressure drum, the metal temperature and / or the tube length of the bypass lines 26 and / or 32. In the exemplary embodiment, the first pressure regulator 40 is set to a minimum pressure setpoint. The pressure setpoint of the first pressure regulator 40 is increased at a preferred rate to a target value or second predetermined value B, as described in more detail below. The second pressure regulator 42 is configured to regulate a flow of the hot reheat steam, as described in more detail below.

[0015] In der beispielhaften Ausführungsform erleichtert das Verfahren 100 das schnelle Anfahren und Belasten des Systems 10 und umfasst das Belasten 102 der Gasturbine 12 mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit wie z. B. einer erhöhten Belastungsgeschwindigkeit. Zum Beispiel liegt die erhöhte Belastungsgeschwindigkeit in der beispielhaften Ausführungsform zwischen etwa 13% pro Minute und etwa 25% pro Minute, im Vergleich zu einer Belastungsgeschwindigkeit von etwa 8% pro Minute oder weniger bei bekannten Systemen mit kombinierten Prozessen. Demnach bezieht sich der hierin verwendete Ausdruck «eine erhöhte Belastungsgeschwindigkeit» auf eine Belastungsgeschwindigkeit, die grösser als etwa 8,5% pro Minute ist. In der beispielhaften Ausführungsform wird die Gasturbine 12 durch die Dampf druckverwaltung des HRSG 20 und/oder die Dampfbypasswege 26, 28, 30, und/oder 32 belastet 102. In the exemplary embodiment, the method 100 facilitates the rapid start-up and loading of the system 10 and includes loading the gas turbine 12 at a predetermined speed, such as 100%. B. an increased load speed. For example, in the exemplary embodiment, the increased loading rate is between about 13% per minute and about 25% per minute, compared to a loading rate of about 8% per minute or less in known combined process systems. Thus, the term "an increased loading rate" as used herein refers to a loading rate greater than about 8.5% per minute. In the exemplary embodiment, the gas turbine 12 is loaded 102 by the steam pressure management of the HRSG 20 and / or the vapor bypass routes 26, 28, 30, and / or 32.

[0016] Wenn vorbestimmte Bedingungen erfüllt sind, wird die Gasturbine 12 mit einer vorbestimmten Belastungsgeschwindigkeit wie z. B. der erhöhten Belastungsgeschwindigkeit belastet 102. If predetermined conditions are met, the gas turbine 12 is at a predetermined loading rate such. B. the increased load speed loaded 102.

[0017] In der beispielhaften Ausführungsform ist die Dampfturbine 14 während des Belastens 102 der Gasturbine bei Anfangsbedingungen, einschliesslich eines Anfangsbypassdrucksollwerts. Sobald die Gasturbine 12 belastet wird 102, wird die Dampfturbine 14 bei den Anfangsbedingungen bei Schritt 104 gestartet und beginnt, belastet zu werden. Wenn die Dampfturbine bei Schritt 104 gestartet ist, kann ein Weg des Hochdruckdampf-Bypassdrucksollwerts für die Dampfturbine 14 von einem Anfangszustand auf einen ersten vorbestimmten Wert A feststehend sein und/ oder zeitlich veränderlich sein. Das heisst, eine Anstiegsgeschwindigkeit des Sollwerts kann auf der Basis des Betriebs des Systems 10 gewählt werden. In der beispielhaften Ausführungsform ist ein Bypassdrucksollwert für den Hochdruckdampf anfangs auf den ersten vorbestimmten Wert A eingestellt. Das heisst, in der beispielhaften Ausführungsform kann der erste vorbestimmte Wert A auf einen Druck eingestellt sein, der niedriger als ein Grunddruck ist, wenn der bestehende Hochdruckdampfdruck niedriger ist als der Grunddruck. Die Dampfturbine 14 wird auf einen Bypassdrucksollwert mit dem ersten vorbestimmten Wert A belastet 106. Der Bypassdrucksollwert wird dann mit einer vorbestimmten Geschwindigkeit auf den zweiten vorbestimmten Wert B bei Schritt 108 erhöht. In the exemplary embodiment, the steam turbine 14 is at initial conditions during the loading of the gas turbine 102, including an initial bypass pressure setpoint. Once the gas turbine 12 is loaded 102, the steam turbine 14 is started at the initial conditions at step 104 and begins to be loaded. When the steam turbine is started at step 104, a path of the high pressure steam bypass pressure set point for the steam turbine 14 may be fixed from an initial state to a first predetermined value A and / or may be time-varying. That is, a slew rate of the target value may be selected based on the operation of the system 10. In the exemplary embodiment, a bypass pressure set point for the high pressure steam is initially set to the first predetermined value A. That is, in the exemplary embodiment, the first predetermined value A may be set to a pressure lower than a basic pressure when the existing high-pressure vapor pressure is lower than the basic pressure. The steam turbine 14 is loaded 106 to a bypass pressure set point with the first predetermined value A. The bypass pressure setpoint is then increased at a predetermined speed to the second predetermined value B at step 108.

[0018] Das Verfahren zum Anfahren verwendet Hochdruckdampf-Bypassleitungen, um die Bedingungen in der Hochdrucktrommel und den Überhitzern vom Beginn des Anfahrens an zu regeln, nach der Spülung des HRSG, wenn die Spülung in der Anfahrsequenz enthalten ist. Alternativ dazu, wenn die Spülung nicht in der Anfahrsequenz enthalten ist, werden die Hochdrucktrommel- und -dampfbedingungen vom Beginn des Anfahrens an geregelt. Die Hochdruckdampfregelung vom Beginn des Anfahrens an wird erreicht, indem die Hochdruckdampf-Bypassdrucksollwerte durch die vorbestimmten Werte und die bevorzugten Änderungsgeschwindigkeiten geregelt werden. Die hierin beschriebenen Verfahren erleichtern die Minimierung der Hochdrucktrommel- und Überhitzerbeanspruchung, um die Wechselbelastungseffekte während des Anfahrens zu verringern. Überdies wird mit diesen vorbestimmten Sollwerten die Verringerung eines Anschwelleffekts der Hochdrucktrommel erleichtert. The method of start-up uses high pressure steam bypass lines to control the conditions in the high pressure drum and superheaters from the start of start up after purge of the HRSG when the purge is included in the startup sequence. Alternatively, if the purge is not included in the startup sequence, the high pressure drum and steam conditions are controlled from the start of the start up. The high pressure steam control from the start of startup is achieved by controlling the high pressure steam bypass pressure setpoints through the predetermined values and the preferred rates of change. The methods described herein facilitate the minimization of high pressure drum and superheater loading to reduce the cycling effects during start up. Moreover, with these predetermined set values, the reduction of a swelling effect of the high-pressure drum is facilitated.

[0019] Die Geschwindigkeit des Erhöhens bei Schritt 108 des Bypassdrucksollwerts wird durch einen maximal zulässigen Belastungswert der Hochdrucktrommel und die Strömungsanforderungen in den Bypassleitungen 26 und/oder 32 begrenzt. Der vorbestimmte Zielwert B wird durch modellgestützte Vorhersagen, Versuchsdaten und/oder jede geeignete Methode ermittelt, die dem System 10 erlaubt, wie hierin beschrieben zu funktionieren. Die Optimierung des ersten und zweiten Dampf-Bypassdrucksollwerts A und B und der vorbestimmten Anstiegsgeschwindigkeit werden auf der Basis der Bedingungen im System 10 unter Berücksichtigung der Konfigurationen des Systems 10 und der Wärmezustands-bedingungen (Heiss-, Warm-, Kaltstart) des Systems 10 erleichtert. Wenn der Hochdruckdampf in die Dampfturbine 14 eingelassen wird, kann ein Sollwert des zweiten Druckreglers 42 zudem mit einer geregelten, vorbestimmten Geschwindigkeit erhöht werden, um den schnelleren Einlass des heissen Zwischenüberhitzungsdampfs in die Dampfturbine 14 zu erlauben, wodurch die Erhöhung der erzeugten Leistung erleichtert wird. In einer Ausführungsform wird der gleitende Hochdruckdampf-Bypassdrucksollwert beim zweiten vorbestimmten Wert B auf zwischen etwa 60% bis etwa 100% des Nenndrucks eingestellt, und bevorzugt auf etwa 75% bis etwa 90% des Nenndrucks, wodurch im Vergleich zu konventionellen Drucksollwerten, die konstant bleiben, die Dampfüberhitzung erhöht wird und die Dampfturbine in einer kürzeren Anfahrzeit mehr Leistung erzeugt. Die Dampfturbine 14 wird bei Schritt 110 auf einen Bypassdrucksollwert mit dem zweiten vorbestimmten Wert B belastet. Demnach wird die Dampfturbine 14 bei Schritt 112 auf einen Endwert belastet, indem die Dampfturbine 14 auf einen Bypassdrucksollwert mit dem ersten vorbestimmten Wert A belastet wird 106 und die Dampfturbine 14 dann auf einen erhöhten Bypassdrucksollwert mit dem zweiten vorbestimmten Wert B belastet wird 110. The rate of increase in step 108 of the bypass pressure set point is limited by a maximum allowable load value of the high pressure drum and the flow requirements in the bypass lines 26 and / or 32. The predetermined target value B is determined by model-based predictions, experimental data, and / or any suitable method that allows the system 10 to function as described herein. The optimization of the first and second steam bypass pressure set points A and B and the predetermined slew rate are facilitated based on the conditions in the system 10, taking into account the configurations of the system 10 and the thermal conditions (hot, warm, cold start) of the system 10 , In addition, when the high-pressure steam is introduced into the steam turbine 14, a target value of the second pressure regulator 42 may be increased at a controlled, predetermined speed to allow for the faster admission of the hot reheat steam into the steam turbine 14, thereby facilitating the increase of the generated power. In one embodiment, the high pressure steam bypass pressure setpoint at the second predetermined value B is set at between about 60% to about 100% of the nominal pressure, and preferably at about 75% to about 90% of the nominal pressure, which remains constant compared to conventional pressure setpoints , the steam superheating is increased and the steam turbine generates more power in a shorter start-up time. The steam turbine 14 is loaded at step 110 to a bypass pressure set point with the second predetermined value B. Accordingly, the steam turbine 14 is loaded at step 112 to a final value by the steam turbine 14 is loaded 106 to a bypass pressure setpoint with the first predetermined value A 106 and the steam turbine 14 is then charged to an increased bypass pressure setpoint with the second predetermined value B 110.

[0020] Wenn der Hochdruckdampf in eine Dampfturbine 14 eingelassen wird, wie oben beschrieben, kann zusätzlich ein Sollwert des zweiten Druckreglers 42 für die Bypassleitung des heissen Zwischenüberhitzungsdampfs mit einer geregelten Geschwindigkeit erhöht werden, um den schnelleren Einlass des heissen Zwischenüberhitzungsdampfs in die Dampfturbine 14 zu erleichtern. Dadurch wird die Erhöhung der erzeugten Leistung erleichtert. In addition, when the high-pressure steam is introduced into a steam turbine 14, as described above, a target value of the second pressure regulator 42 for the bypass line of the hot reheat steam may be increased at a controlled rate to allow for the faster admission of the hot reheat steam into the steam turbine 14 facilitate. This makes it easier to increase the power generated.

[0021] Zudem wird während des Anfahrens 104, 106, 108, und/oder 110 ein Dampfstrom durch die Bypasswege 26, 28, 30, und/ oder 32 moduliert, um die Regelung des Hochdruckdampfs, Zwischenüberhitzungsdampfs und/oder Niederdruckdampfs zu erleichtern, wobei Ausweichwege für den Dampf vom Wärmerückgewinnungsdampferzeuger 20 bereitgestellt werden, der während des Belastungsvorgangs der Dampfturbine 14 nicht darin eingelassen wird. Das heisst, die Gasturbine 11 wird bei Schritt 102 mit bis zur schnellsten Geschwindigkeit der Gasturbine 12 belastet und der Druck des Dampfs, der der Dampfturbine 14 zugeführt wird, wird während des Anfahrens durch Druckregler 40 und 42 variiert. In addition, during start-up 104, 106, 108, and / or 110, a vapor flow through the bypass paths 26, 28, 30, and / or 32 is modulated to facilitate the control of high pressure steam, reheat steam, and / or low pressure steam Avoidance routes for the steam are provided by the heat recovery steam generator 20, which is not admitted during the loading process of the steam turbine 14. That is, the gas turbine 11 is loaded at step 102 to the fastest speed of the gas turbine 12 and the pressure of the steam, which is supplied to the steam turbine 14 is varied during startup by pressure regulator 40 and 42.

[0022] Die Verfahren und die Vorrichtung, die oben beschrieber wurden, erleichtern die Emissionssenkung während des Anfahrens und Belastens im Vergleich zu den Emissionen, die bei bekannten Systemen mit kombinierten Prozesser erzeugt werden. Diese Verfahren und die Vorrichtung erleichtern auch kürzere Anfahr- und Belastungszeiten und einen niedrigeren Brennstoffverbrauch während des Anfahr-und Belastungsvorgangs als bei bekannten Systemen mit kombinierten Prozessen. Das heisst, die oben beschriebenen Verfahren erlauben Kombikraftwerken, schneller anzufahren und eine höhere Dampfturbinenladung in kürzerer Zeit als andere bekannte Anfahrverfahren zu erreichen. Demnach erleichtern die hierin beschriebenen Verfahren die Senkung des Brennstoffverbrauchs und der Emissionen, während sie die Einnahmen eines Kraftwerks erhöhen. Ferner erleichtern die Verfahren die Verkürzung der Anfahrzeit von Kombikraftwerken, indem sie einen frühzeitigen Hochdruckdampfström vom HRSG einleiten. Daher kann der Dampf im Vergleich zu bekannten Systemen mit kombinierten Prozessen schneller in die Dampfturbine eingelassen werden. Zudem erleichtern die oben beschriebenen Verfahren auch die Verkürzung der Haltezeit der Gas- und Dampfturbinen, wodurch die Verkürzung der Anfahrzeit erleichtert wird. Die verkürzten Anfahrzeiten erlauben dem oben beschriebenen System, im Vergleich zu anderen bekannten Systemen in kürzerer Zeit eine höhere Kraft-Werksleistung zu erreichen. Ferner erleichtert die verkürzte Anfahrzeit das frühere Erreichen einer höheren Gesamtkraftwerksleistung und erleichtert im Vergleich zu bekannten Systemen mit kombinierten Prozessen den Erhalt von grösseren Einnahmen für die Kunden und von insgesamt niedrigeren Treibhausgasemissionen. Das System und die Verfahren, die oben beschrieben wurden, erleichtern es ausserdem, bei der Einstufung als rotierende Reserve/ nicht rotierende Reserve einen Vorteil zu erreichen. The methods and apparatus described above facilitate the emission reduction during start-up and loading as compared to the emissions produced in prior art combined-process systems. These methods and apparatus also facilitate shorter start-up and loading times and lower fuel consumption during start-up and loading operations than known combined-process systems. That is, the methods described above allow combined cycle power plants to start up faster and achieve higher steam turbine loading in less time than other known start-up methods. Thus, the methods described herein facilitate the reduction of fuel consumption and emissions while increasing the revenue of a power plant. Furthermore, the methods facilitate the shortening of the startup time of combined cycle power plants by initiating an early high pressure steam flow from the HRSG. Therefore, the steam can be introduced into the steam turbine faster compared to known systems with combined processes. In addition, the methods described above also facilitate the shortening of the holding time of the gas and steam turbines, whereby the shortening of the startup time is facilitated. The shortened start-up times allow the system described above to achieve higher power plant performance in a shorter time compared to other known systems. Furthermore, the shortened start-up time facilitates the earlier achievement of higher total power plant performance and, compared to known combined-process systems, facilitates the obtaining of greater revenue for the customers and overall lower greenhouse gas emissions. The system and methods described above also make it easier to achieve an advantage in the classification as a rotating reserve / non-rotating reserve.

[0023] Beispielhafte Ausführungsformen von Systemen und Verfahren wurden hierin im Detail beschrieben und/oder dargestellt. Die Systeme und Verfahren beschränken sich nicht auf die spezifischen Ausführungsformen, die hierin beschrieben wurden, sondern vielmehr können Komponenten jedes Systems sowie Schritte jedes Verfahrens unabhängig und getrennt von anderen Komponenten und Schritten verwendet werden, die hierin beschrieben wurden. Jede Komponente und jeder Verfahrensschritt kann auch in Kombination mit anderen Komponenten und/oder Verfahrensschritten verwendet werden. Exemplary embodiments of systems and methods have been described and / or illustrated in detail herein. The systems and methods are not limited to the specific embodiments described herein, but rather, components of each system and steps of each method may be used independently and separately from other components and steps described herein. Each component and method step may also be used in combination with other components and / or method steps.

[0024] Auch wenn die Erfindung in Bezug auf verschiedene spezifische Ausführungsformen beschrieben wurde, geht für den Fachmann hervor, dass die Erfindung mit Modifikationen im Geist und Umfang der Ansprüche ausgeführt werden kann. Although the invention has been described with respect to various specific embodiments, it will be apparent to those skilled in the art that the invention can be practiced with modifications in the spirit and scope of the claims.

Claims

A combined cycle power plant system (10) comprising: a gas turbine (12) coupled to a first generator (16); a steam turbine (14) coupled to a second generator (18); a heat recovery steam generator (20) coupled to the steam turbine and the gas turbine, said heat recovery steam generator providing steam to the steam turbine; at least one pressure regulator (40, 42) coupled in flow communication with the heat recovery steam generator, said at least one pressure regulator being set to a first predetermined value for a bypass pressure setpoint and being varied such that the first predetermined value is at a predetermined speed to a second predetermined value is increased.

2. The combined cycle power plant (10) of claim 1, further comprising at least one vapor bypass path (26, 28, 30, 32) in flow communication with the heat recovery steam generator, the at least one pressure regulator (40, 42) operatively associated with the at least one vapor bypass path is coupled to control the bypass pressure setpoint.

3. The combined cycle power plant (10) of claim 2, further comprising at least one valve (34, 36, 38) along the at least one vapor bypass path (26, 28, 30, 32), the at least one pressure regulator (40, 42) operatively associated with this at least one valve is coupled to control the bypass pressure setpoint.

4. The combined cycle power plant (10) of claim 2, wherein the at least one vapor bypass path further comprises: a high pressure bypass path (32) disposed in cascade; a parallel high pressure bypass path (26); a low pressure steam bypass path (28); and a bypass path for hot reheat steam (30).

5. The combined cycle power plant system (10) of claim 4, further comprising: a first valve (34) in fluid communication with the high pressure bypass passage (32) disposed in cascade; a second valve (36) in fluid communication with the parallel high pressure bypass path (26); and a third valve (38) in fluid communication with the hot reheat vapor bypass path (30) (30).

6. Combined cycle power plant according to claim 1, further comprising: a first valve (34) coupled along a first bypass path (26), the at least one pressure regulator (40, 42) being operatively coupled to said first valve to vary the bypass pressure setpoint; and a second valve (36) coupled along a second bypass path (28), the at least one pressure regulator being operatively coupled to said second valve to vary the bypass pressure setpoint.

7. The combined cycle power plant (10) of claim 1, wherein at least one pressure regulator further comprises: a first pressure regulator (40) configured to control a high pressure steam flow; and a second pressure regulator (42) configured to control a hot reheat steam flow.

The combined cycle power plant (10) of claim 14, further comprising: a first valve (34) coupled along a first bypass path (26), the first pressure regulator (40) being operatively coupled to said first valve to vary a high pressure steam pressure; and a second valve (36) coupled along a second bypass path (28), the second pressure regulator operably coupled to said second valve to vary a hot reheat vapor pressure.