Technisches Gebiet
[0001] Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage im Netzbetrieb, die längs einer gemeinsamen oder jeweils getrennter Wellen angeordnet ist, bei dem zur Bevorratung einer Reserveleistung ein Stellventil längs einer Arbeitsdampfzuführleitung zu wenigstens einer Druckstufe der Dampfturbine gedrosselt betrieben wird, das im Falle einer abnehmenden Netzfrequenz und einer hierdurch erforderlichen Netzfrequenzstützung in einen zumindest minder gedrosselten Zustand überführt wird.
Stand der Technik
[0002] Kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlagen sind Anlagen, in denen die im Gasturbinenteil entstehende Abwärme in Form von Abgasen thermisch an einen Abhitzekessel zum Betrieb einer Dampfturbinenanlage gekoppelt ist. Üblicherweise wird die Abgastemperatur der Gasturbine über einen grossen Leistungsbereich möglichst konstant gehalten, wodurch jedoch schnellen Lastwechseln der Gasturbinenanlage Grenzen gesetzt sind. Begrenzt wird die Lastwechselfähigkeit im Wesentlichen von der Dynamik der Abgastemperaturregelung und damit der Änderbarkeit des Luftmassenstromes der Gasturbine. Der Dampfturbinenteil der Anlage folgt im Wesentlichen den Leistungsänderungen der Gasturbine mit einem erheblich trägerem Zeitverhalten.
Bei kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlagen im Netzbetrieb ist es demzufolge üblich, etwaigen vom Netz geforderten Leistungsänderungen, insbesondere zu Zwecken der Netzfrequenzstabilisierung, allein mit dem jeweiligen Gasturbinenteil der Anlage nachzukommen, zumal der Dampfturbinenteil in den ersten Sekunden nichts dazu beizutragen vermag.
Somit ist es erforderlich, dass die gesamte Reserveleistung zur Primärregelung im Netzbetrieb durch die Gasturbine erbracht werden muss; ein Umstand der letztlich zur Folge hat, dass zur Bevorratung der Reserveleistung die seitens der Gasturbinenanlage stationär gefahrene Blockleistung um einen entsprechenden Leistungsanteil reduziert ist, um den verzögerten Beitrag der Dampfturbine in Sekunden kompensieren zu können, zumal Netzbetreiber verpflichtet sind, eine bestimmte zeitliche und bezüglich der angeforderten elektrischen Leistung stabile Wechselstromfrequenz, beispielsweise in Europa 50 Hz, zu garantieren. Die Frequenzstabilität wird im Netz durch einen dynamischen Last-/Leistungsausgleich sichergestellt, für den erforderlich ist, dass innerhalb von Sekunden beträchtliche Reserveleistungen zur Verfügung gestellt werden müssen.
[0003] Aus der EP 1 301 690 B1 ist ein diesbezügliches Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Gasturbinenanlage zu entnehmen, bei dem die Dampfturbine zur schnellen Bereitstellung von Reserveleistung derart betrieben wird, dass wenigstens eine Druckstufe des Dampfteils mit angedrosselter Ventilsteilung gefahren wird, wodurch eine Frequenzstützungs-Leistungsreserve aufgebaut wird, die bei netzseitiger Unterfrequenz zur Frequenzstützung genutzt wird, indem die Androsselung des Stellventils nach Massgabe der Frequenzunterschreitung reduziert wird. Die zeitliche Dauer der reduzierten Androsselung ist hierbei unter Massgabe eines zeitlich begrenzten Verschwindsignals bemessen.
[0004] Durch die Androsselung der Stellventile baut sich ein Staudruck vor der jeweiligen Druckstufe im Dampfturbinenteil auf, der in Form gespeicherter Reserveleistung nach Bedarf durch das Öffnen der Stellventile freigegeben werden kann, wobei der Betrag der Reserveleistung vom Grad der Androsselung abhängt. Wird die Androsselung aufgehoben, baut sich langsam der Staudruck ab, wodurch die gespeicherte Reserveleistung in Form sogenannter Primärregelleistung durch die Dampfturbine zusätzlich abgegeben werden kann.
Ein derartiger Betrieb der Dampfturbine ermöglicht zum einen eine höhere stationäre Blockleistung, die insbesondere seitens der Gasturbinenanlage erbracht werden kann, zum anderen vermag die Dampfturbine praktisch ohne zeitliche Verzögerung, d.h. innerhalb weniger Sekunden deren Reserveleistungsanteil bereitzustellen, was letztlich zu einer gesamthaften verzögerungsfreien und grösseren Primärregelleistung der kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage führt.
Darstellung der Erfindung
[0005] Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage im Netzbetrieb, die längs einer gemeinsamen oder jeweils getrennter Wellen angeordnet ist, bei dem zur Bevorratung einer Reserveleistung ein Stellventil längs einer Arbeitsdampfzuführleitung zu wenigstens einer Druckstufe der Dampfturbine gedrosselt betrieben wird und das im Falle einer abnehmenden Netzfrequenz und einer hierdurch erforderlichen Netzfrequenzstützung in einen zumindest minder gedrosselten Zustand überführt wird, derart weiterzubilden, dass das Regelkonzept für die Stellventilpositionierung einerseits vereinfacht und andererseits an das individuelle Betriebsverhalten der Gasturbinenanlage angepasst werden soll unter Vermeidung der Anwendung der bisherigen Praxis bezüglich der Nutzung eines Verschwindsignals.
[0006] Die Lösung der der Erfindung zugrunde liegenden Aufgabe ist im Anspruch 1 angegeben. Den Erfindungsgedanken vorteilhaft weiterbildende Merkmale sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der Beschreibung unter Bezugnahme auf die nachstehenden Ausführungsbeispiele zu entnehmen.
[0007] Lösungsgemäss zeichnet sich ein Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage im Netzbetrieb gemäss den Merkmalen des Oberbegriffes des Anspruches 1 durch folgende Verfahrensschritte aus:
[0008] Zunächst gilt es, das Auftreten einer Netzstörung in Form einer fehlerhaften Abweichung der Netzfrequenz von der Netzsollfrequenz zu erkennen, indem die Drehzahl der mit der Gasturbine verbundenen Welle überwacht wird und etwaige Frequenzabweichungen der Ist-Frequenz von einem Frequenzsollwert erfasst werden. Auf der Grundlage der erfassten Frequenzabweichung wird eine sogenannte Primärregel-Soll-Leistung ermittelt, die seitens der Gasturbinenanlage zu erbringen ist, um eine gewünschte stabilisierte Netzfrequenz zu erhalten.
Im Weiteren gilt es eine Leistungsabweichung zwischen der Primärregel-Soll-Leistung und einer von der Gasturbine tatsächlich abgegebenen Leistung, der so genannten Gasturbinen-Ist-Leistung zu ermitteln, wobei vorzugsweise beide Leistungswerte voneinander in Abzug gebracht werden, um letztlich eine Information darüber zu erhalten, ob und wie viel Leistung die Gasturbine zu wenig oder zu viel, gemessen an der Primärregel-Soll-Leistung, zu erbringen hat.
[0009] Auf der Basis dieser Leistungsabweichung wird letztlich jener Leistungsbeitrag ermittelt, der vom Dampfturbinenteil im vorstehend beschriebenen Störfall zu Zwecken einer Netzfrequenzstützung kurzfristig bereitzustellen ist, insbesondere in jenem Fall, in dem die Gasturbinen-Ist-Leistung geringer als die geforderte Primärregel-Soll-Leistung ist. In diesem Fall gilt es, die seitens der Dampfturbine im Wege des angedrosselten Betriebszustandes vorgehaltene Reserveleistung kurzfristig freizugeben. Hierbei dient die ermittelte Leistungsabweichung als Stellgrösse für das Stellventil, so dass die von der Dampfturbine abgegebene Leistung der geforderten Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung entspricht.
[0010] Das lösungsgemässe Verfahren zeichnet sich somit dadurch aus, dass der zusätzlich vom Dampfturbinenteil abgeforderte Leistungsbeitrag durch eine geregelte Reduzierung der Androsselung des Stellventils wenigstens einer Druckstufe ausschliesslich vom Betriebsverhalten des Gasturbinenteils abhängt und zwar derart, dass der Unterschied zwischen der Primärregel -Soll-Leistung und der tatsächlich von der Gasturbine erbrachten Ist-Leistung exakt jenem Energiebeitrag entspricht, der seitens der Dampfturbine zusätzlich zur Verfügung gestellt werden muss.
Dies gilt sowohl im vorstehend geschilderten Fall einer Netzfrequenzstützung bei spontan auftretender Unterfrequenz, indem von der Dampfturbine Reserveleistung abgefordert wird, als auch im Falle auftretender Überfrequenz im Netzbetrieb, bei dem die tatsächlich seitens der Gasturbine erbrachte Ist-Leistung über der ermittelten Primärregel -Soll-Leistung liegt. In diesem Fall wird der seitens der Dampfturbine erbrachte Leistungsbeitrag reduziert, um genau jenen Betrag, um den die Gasturbinen-Ist-Leistung über der Primärregel -Soll-Leistung liegt.
[0011] Das lösungsgemässe Verfahren ist somit vollkommen unabhängig von vordefinierten Regelgrössen, wie es bspw. das in der EP 1 301 690 B1 genutzte Verschwindsignal darstellt, und stützt sich im Wesentlichen auf das aktuelle Leistungsverhalten der Gasturbine unter sich ändernden Netzfrequenzbedingungen.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
[0012] Die Erfindung wird nachstehend ohne Beschränkung des allgemeinen Erfindungsgedankens anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die Zeichnungen exemplarisch beschrieben. Es zeigen:
<tb>Fig. 1<sep>graphisch dargestelltes Regelkonzept für eine kombinierte Gas-/Dampfturbinenanlage,
<tb>Fig. 2<sep>Blockschaltbild für das Regelkonzept einer kombinierten Einwellen-Gas-/Dampfturbinenanlage und
<tb>Fig. 3<sep>Blockschaltbild für das Regelkonzept einer kombinierten Mehrwellen-Gas-/Dampfturbinenanlage ohne Gasturbinenmodell für die Berechnung der Primärregel-Gasturbine-Ist-Leistung.
<tb>Fig. 4<sep>Blockschaltbild für das Regelkonzept einer kombinierten Mehrwellen-Gas-/Dampfturbinenanlage mit Gasturbinenmodell für die Berechnung der Primärregel-Gasturbine-Ist-Leistung.
Wege zur Ausführung der Erfindung, gewerbliche Verwendbarkeit
[0013] Das vorstehend beschriebene lösungsgemässe Regelkonzept zur Positionierung des Stellventils längs einer Arbeitsdampfzuführleitung zu wenigstens einer Druckstufe der Dampfturbine soll anhand von Figur1 näher erläutert werden.
[0014] Über die Zeitachse t sind die Funktionsverläufe der Leistungsbeiträge sowohl vom Gasturbinenteil (siehe untere Funktionsverläufe) als auch der Leistungsbeitrag vom Dampfturbinenteil (siehe oberen Funktionsverlauf) dargestellt. Es sei angenommen, dass zu einem initialen Zeitpunkt die Netzfrequenz eine Störung erfährt, indem sie bspw. abfällt, d.h. es stellt sich im Netz eine Unterfrequenz ein. Ausgehend von einer so genannten stationären Blockleistung, die von der kombinierten Gas-/Dampfturbinenanlage abgefordert wird, um eine stabile Netzsollfrequenz zu erhalten, reagiert die Kombianlage auf eine Primärregel-Soll-Leistung mit einer schnell ansteigenden Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung, die jedoch von der Gasturbine aufgrund der systemimmanenten Trägheit nicht simultan bereitgestellt werden kann.
Es kommt somit zu einem Unterschied AP zwischen der ermittelten Primärregel- Soll-Leistung und der tatsächlich seitens der Gasturbinenanlage abgegebenen Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung. Auf der Grundlage der festgestellten Leistungsabweichung AP zwischen der Soll-Leistung und der Ist-Leistung der Gasturbine wird ein Regelsignal generiert, das zum spontanen Öffnen des Stellventils im Dampfturbinenteil führt, wodurch die Dampfturbine durch spontanen Abbau der Reserveleistung im angedrosselten Betriebsfall exakt jenen Leistungsanteil zur Verfügung stellt, der seitens der Gasturbine aufgrund der Kurzfristigkeit nicht zur Verfügung gestellt werden kann. Anhand des Diagramms in Fig. 1 kann entnommen werden, dass der jeweils zusätzlich, seitens der Dampfturbine abgegebene Leistungsbeitrag AP exakt dem Soll-/lst-Unterschied des Gasturbinenleistungsbeitrages entspricht.
Selbst im Falle eines Überschreitens der Primärregel- Soll-Leistung über die maximale Reserveleistung der Gasturbine vermag die Dampfturbine die zur Netzfrequenzstützung erforderliche Mehrleistung zur Verfügung zu stellen.
[0015] Stimmen die Primärregel- Soll-Leistung sowie die Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung überein - dies ist an den jeweiligen Schnittpunkten beider Funktionsverläufe der Fall - so bedarf es seitens der Dampfturbine keines weiteren Leistungsbeitrages, so dass an jenen Stellen die Leistungskennlinie der Dampfturbine die in der oberen Darstellung eingetragene Abszisse schneidet, d.h. das Stellventil befindet sich in der stationären Drosselposition, in der sich der Druck des Arbeitsdampfes stromauf zum Stellventil erhöht bis sich ein Gleichgewicht zwischen dem Abhitzekessel-Speisewasserstrom und dem Dampfmassenstrom am Austritt des Abhitzekessels innerhalb der Dampfturbinenanlage einstellt.
[0016] Unterschreitet hingegen die Primärregel- Soll-Leistung die tatsächlich seitens der Gasturbine erbrachte Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung, so erfährt das Stellventil eine erhöhte Androsselung, so dass seitens der Dampfturbine weniger Leistung abgegeben wird, und zwar in dem Masse, in dem die Leistungsabgabe der Gasturbine über der geforderten Primärregel- Soll-Leistung liegt. Dies ist im Bereich abfallender Funktionsverläufe der Gasturbinenleistung illustriert.
[0017] Zur technischen Realisierung des lösungsgemässen Verfahrens gilt es, zwei Fälle zu unterscheiden, nämlich eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage, bei der sowohl der Gas- als auch Dampfturbinenteil eine gemeinsame Welle antreiben zur Gewinnung elektrischer Energie mittels eines einzigen Generators, sowie den Fall, dass Gas- und Dampfturbine jeweils zwei getrennte Wellen antreiben, die jeweils mit getrennten Generatoreinheiten verbunden sind. Das in Fig. 2illustrierte Blockschaltbild zeigt den vorstehend erstgenannten Fall, bei dem der mit dem Bezugszeichen 7 illustrierte Gasturbinenteil über eine gemeinsame Welle 5 mit dem Dampfturbinenteil 8, bestehend aus einer Hochdruckdampfturbine 1, einer Mitteldruckdampfturbine 2 sowie einer Niederdruckdampfturbine 3 verbunden ist, die zugleich zur Gewinnung elektrischer Energie mit einem Generator 6 verbunden ist.
Die aus der Gasturbine 7 austretenden heissen Abgase werden in einen Abhitzekessel 18 für den Wärmetausch mit einem Arbeitsmedium gespeist, das im weiteren als Dampf zum Antrieb der Hochdruck-, Mitteldruck-sowie Niederdruckdampfturbinen 1, 2, 3 dient.
[0018] Die in Fig. 2 illustrierte kombinierte Gas-Dampfturbinenanlage wird im vorstehend beschriebenen Sinne derart betrieben, dass zumindest die längs der Arbeitsdampfzuführleitungen zur Hoch- und Mitteldruckturbine vorgesehenen Stellventile zur dampfturbinenseitigen Bevorratung einer Leistungsreserve angedrosselt gefahren werden. Zur Einflussnahme auf die Leistungsabgabe der kombinierten Gas-/Dampfturbinenanlage sind einerseits eine Gasturbinenregelung 31, die unmittelbaren Einfluss auf die Leistungsregelung im Rahmen der Brennstoff- sowie auch der Luftzuführung nimmt, andererseits eine Dampfturbinenregelung 13 vorgesehen, die die Ventilstellung der Stellventile längs der Arbeitsdampfzuführleitungen zu den jeweiligen Druckstufen regelt. Der in Fig. 2 grau hinterlegte Bereich umfasst eine Regeleinrichtung 4 zur Primärregelung nach dem lösungsgemässen Verfahren.
[0019] Um grundsätzlich bei einer auftretenden Netzfrequenzänderung überhaupt mit einem Dampfturbinenleistungsbeitrag reagieren zu können, bedarf es eines vorherigen Aufbaus einer dampfturbinenseitigen Reserveleistung. Mit Hilfe eines Ein-/Aus-Signals 9 lässt sich die Vorbereitung der Dampfturbine für eine Primärregelung aktivieren, wobei zur Ermittlung einer erforderlichen, zu bevorratenden stationären Reserveleistung 20 sowohl die seitens der Gasturbine 7 bereitgestellte Ist-Gasturbinenleistung 41, die in vorteilhafter Weise nicht unmittelbar messtechnisch durch direkten Leistungsabgriff, gegebenenfalls an der Welle 5, sondern vielmehr im Wege einer mathematischen Nachbildung berechnet wird, als auch die thermische Trägheit des Abhitzekessels 11 unter Berücksichtigung einer Funktion 12 herangezogen wird.
Die Funktion 12 definiert die stationären und die maximal zulässigen Drosselpositionen der Dampfturbinen-Stellventile in Abhängigkeit von der momentanen Gasturbinen-Ist-Leistung 41 in Form einer mathematischen Gleichung oder einer Tabelle.
[0020] Die auf diese Weise ermittelte stationäre Drosselposition der Dampfturbinen-Stellventile wird innerhalb der Dampfturbinenregelung 13 jeweils in eine Position der Stellventile zur Androsselung des Druckes in den jeweiligen Druckstufen umgewandelt. Das Mass der Androsselung der Stellventile führt zu einer Druckerhöhung in den einzelnen Druckstufen, die genau dem erforderlichen Staudruck für die vorgegebene Reserveleistung 20 entspricht.
[0021] Über ein weiteres Ein-/Aus-Signal 10 lässt sich die lösungsgemässe Primärregelung für den Betrieb der kombinierten Gas- und Dampfturbine ein- bzw. ausschalten.
[0022] Längs der Welle 5 wird die aktuelle Dampf- oder Gasturbinendrehzahl 14 kontinuierlich erfasst und nach Umwandlung in eine Frequenz mit dem Frequenzsollwert 15 verglichen. Auftretende Frequenzabweichungen werden letztlich mit einer vordefinierten Statik 16 in eine Primärregel- Soll-Leistung 22 umgerechnet, wobei die Statik 16 ein Totband enthält, das als Diskriminator angesehen werden kann und schwerwiegende Störfälle von jenen kurzzeitig auftretenden Störschwankungen unterscheidet, die seitens der kombinierten Gas-und Dampfturbinenanlage im Normalbetrieb bewältigt werden können. Liegen beispielsweise die erfassten Frequenzabweichungen innerhalb des vorstehend genannten Totbandes, handelt es sich also um geringfügige Störungen, so ist die Primärregel- Soll-Leistung gleich Null.
[0023] Befindet sich die Regeleinrichtung im aktivierten Zustand durch Aktivierung des Schalters 10, so wird aus der ermittelten Primärregel- Soll-Leistung 22 unter Berücksichtigung der momentanen Gasturbinenreserveleistung 40 und unter Hinzuziehung der durch ein Gasturbinenmodell 17 gewonnenen Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 43 eine Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 gewonnen. In der Hauptsache wird hierbei die Differenz zwischen der mathematisch nachgebildeten Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 44 und der Primärregel- Soll-Leistung 22 gebildet, die der Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 entspricht.
[0024] Eine mögliche Nachbildung der Gasturbinenleistung ist mit folgendem mathematischen Zusammenhang erhältlich:
<EMI ID=2.1>
mit T, T1, T2 Zeitkonstanten, abhängig von der Gasturbinenträgheit und Regelkonzept,
<tb>S<sep>Laplace-Operator
<tb>N<sep>Ordnung des Modells.
<tb>KDF<sep>Primärregel-Sollleistung 22
<tb>f<sep>Funktion
[0025] Die Ordnung und die Zeitkonstanten sind von der Gasturbinenträgheit sowie dem Regelkonzept abhängig, wobei die Zeitkonstanten T zwischen 0 und 4 Sekunden liegen.
[0026] Die der Differenzbildung vorgeschalteten Begrenzung 39 dient lediglich einer Minimumauswahl zu Ermittlung der grösstmöglichsten Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung 44 unter Berücksichtigung der seitens der Gasturbine bevorrateten Reserveleistung 40, die nötig ist, um eine Mehrleistung mittels der Dampfturbine trotz der Ausschöpfung der Gasturbinen-Reserveleistung bereitstellen zu können.
[0027] Die vorstehend gewonnene, im Wesentlichen aus der Differenz zwischen Primärregel- Soll-Leistung und Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung ermittelte Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 wird nach einer Begrenzung 23 unter Berücksichtigung der momentan von der Dampfturbinenanlage zur Verfügung stehenden Reserveleistung 24 an den Leistungsregler 25 der Dampfturbinenregelung 13 weitergeleitet, durch den letztlich die Stellventile längs der einzelnen Arbeitsdampfzuführleitungen zu der Hochdruck- und Mitteldruckstufe der Dampfturbine betätigt werden. Hierbei berechnet sich die momentane Reserveleistung der Dampfturbine 24 aus den aktuell gedrosselten Stellventilpositionen längs einer jeweiligen Arbeitsdampfzuführleitung und des damit verbundenen Dampfturbinen-Betriebszustands (Dampfdruck, -temperatur und -massenstrom).
Die Summe aller momentan bevorrateten Reserveleistungen aller Stellventile 24 definieren die Limitierung der zulässig ausführbaren Leistungsänderungen der Dampfturbine, die letztlich eine Leistungsbegrenzung 23 für die Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 darstellt.
[0028] Schliesslich werden die Dampfturbinen-Stellventile unter Berücksichtigung ihrer zulässigen Möglichkeiten derart positioniert, dass sie in der Summe die geforderte Leistungsabfrage bzw. Leistungsänderung 21, die der Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 entspricht, ergeben.
[0029] Werden zu Zwecken einer Netzfrequenzstützung die Stellventile in entsprechenden Arbeitsdampfzuführleitungen beispielsweise in ihrer Androsselung reduziert, so hat dies Auswirkungen sowohl auf die aktuelle Leistungsfähigkeit der Dampfturbine als auch auf eine Reduzierung der zur Verfügung stehenden Reserveleistung. Sämtliche Änderungsmöglichkeiten der Dampfturbinenanlage werden erfasst und stehen sämtlichen Regelungsmassnahmen in situ zur Verfügung.
[0030] Des Weiteren wird die Information über die aktuelle Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung 44 der Gasturbinenregelung 31 mitgeteilt, so dass die Gasturbine 7 gleichfalls in ihrem Leistungsanteil nachgeregelt werden kann. Bei der in Fig. 2 dargestellten Einwellenanlage mit einem gemeinsamen Generator sowohl für die Dampf- als auch für die Gasturbinenanlage reagiert die Gasturbine wegen der schnellen Reaktion der Dampfturbine nicht oder nur sehr verlangsamt.
[0031] Die Gasturbinenregelung 31 reagiert vielmehr auf eine Leistungserhöhung am Generator auf der Grundlage der Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung 44. Die Reaktion der Gasturbine verzögert sich entsprechend solange bis der Dampfturbinen-Leistungsbeitrag vollständig ausgeschöpft ist.
[0032] Um eine simultane Reaktion der Dampf- und Gasturbine zu erzielen, wird lösungsgemäss die begrenzte Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 21 entweder zu der so genannten Gesamt-Block-Soll-Leistung 28, d.h. Block-Soll-Leistung 26 inklusive Primärregel-Gasturbine-Soll-Leitung 44, addiert (siehe 29) -hierbei ist unter Block-Soll-Leistung jene von der Gas- und Dampfturbinenanlage am Generator 6 zu erbringende Gesamtleistung zu verstehen, bei der die Netz-Soll-Frequenz erzeugt wird -, oder die Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19 wird von der Block-Ist-Leistung 27 subtrahiert (siehe 30) - hierbei ist unter Block-Ist-Leistung jene tatsächliche am Generator G abgreifbare Leistung zu verstehen, die gesamtheitlich von der Gasturbine und der Dampfturbine erbracht wird.
[0033] Das lösungsgemässe Regelungskonzept ist gleichsam auch an einer Mehrwellenanlage anwendbar, die in Fig. 3 schematisiert dargestellt ist. So ist in diesem Falle die Gasturbine 7 mit einem Generator 38 über eine separate Welle 5 verbunden, wohingegen die Dampfturbine 8 über eine andere, separate Welle 42 den ihr zugeordneten Generator 36 antreibt.
[0034] Das lösungsgemässe Verfahren zur Primärregelung ist prinzipiell vergleichbar mit jenem zur Regelung einer Einwellenanlage gemäss Fig. 2. Der einzige Unterschied zu dem Ausführungsbeispiel gemäss Fig. 2 liegt darin, dass die Ist-Leistung der Gasturbine 34 am Generator 38 abgegriffen und ermittelt wird, und damit die Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 33 durch Subtraktion von Gasturbinen-Soll-Leistung 32 von Gasturbinen-Ist-Leistung 34 ermittelt werden kann Die Primärregel-Dampfturbine-Soll-Leistung 19 kann direkt (ohne Gasturbinenmodell 17) durch Subtraktion der Primärregel-Soll-Leistung 22 von Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 33 ermittelt werden. Die Reaktion der Dampfturbine 8 auf eine Frequenzabweichung auf den Dampfturbinengenerator erfolgt separat von dem Gasturbinenbeitrag.
Damit kann die Gasturbinenregelung 31 auf die Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung 44 ohne Kompensation des Dampfturbinenbeitrages 29 oder 30 (siehe Fig. 2) reagieren.
[0035] Fig. 4 zeigt das lösungsgemässe Verfahren zur Primärregelung einer Mehrwellenanlage unter Berücksichtigung des Gasturbinenmodells 17 zur Berechnung der Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung. Im Gegensatz zu der Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 33 (Fig. 3) verhindert das Gasturbinenmodell 17 die Übertragung des eventuell instabilen Primärregel-Verhaltens der Gasturbinen-Regelung 31 auf die Berechnung der Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19.
[0036] Zur schnellen Übersicht über die verwendeten Leistungsbegriffe soll die nachstehende Begriffstabelle dienen:
<tb>Primärregel-Soll-Leistung 22<sep>Erforderliche Leistung, um eine stabile Netzfrequenz zu erzeugen. Ermittelt aus der Differenz zwischen Soll- und Ist-Frequenz
<tb>Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung 44<sep>Leistung, die von der Gasturbine zu erbringen ist, um eine stabile Netzfrequenz zu erzeugen
<tb>Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 33<sep>Von der Gasturbine erbrachte Leistung für die Stabilisierung der Netzfrequenz. Ermittelt aus der Differenz zwischen stationärer Gasturbinen-Soll-Leistung und am Gasturbinen-Generator gemessener Leistung
<tb>Berechnete Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung 43<sep>Leistung, die von der Gasturbine zu erbringen ist, um eine stabile Netzfrequenz zu erzeugen. Ermittelt durch ein mathematisches Modell der Gasturbine
<tb>Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung 19<sep>Leistung, die von der Dampfturbine zu erbringen ist, um eine stabile Netzfrequenz zu erzeugen
<tb>Gasturbinen-Reserveleistung 40<sep>Seitens der Gasturbine vorhandene Leistung, die zu Zwecken der Frequenzstützung freigesetzt werden kann
<tb>Dampfturbinen-Reserveleistung 20<sep>Seitens der Dampfturbine bevorratete Leistung, die zu Zwecken der Frequenzstützung kurzfristig freigesetzt werden kann
<tb>Gasturbine-Ist-Leistung 34<sep>Tatsächliche von der Gasturbine an einen separaten Generator abgegebene Leistung
<tb>Gasturbine-Soll-Leistung 32<sep>Von der Gasturbine an einen separaten Generator abzugebende Soll-Leistung zum Erhalt einer Grundlast
<tb>Block-Soll-Leistung 26<sep>An einen Generator abzugebende Gesamtleistung einer einwelligen Gas- und Dampfturbinenanlage, um eine Grundlast zu erhalten
<tb>Block-Ist-Leistung 27<sep>Tastsächliche an einen Generator abgegebene Leistung einer einwelligen Gas- und Dampfturbinenanlage
Bezugszeichenliste
[0037]
<tb>1<sep>Hochdruckdampfturbinenstufe
<tb>2<sep>Mitteldruckdampfturbinenstufe
<tb>3<sep>Niederdruckdampfturbinenstufe
<tb>4<sep>Regelmechanismus
<tb>5<sep>Welle
<tb>6<sep>Generator
<tb>7<sep>Gasturbine
<tb>8<sep>Dampfturbine
<tb>9<sep>Ein-/Aus-Schalter
<tb>10<sep>Ein-/Aus-Schalter
<tb>11<sep>thermische Trägheit des Abhitzekessels
<tb>12<sep>Korrekturfunktion
<tb>13<sep>Dampfturbinenregelung
<tb>14<sep>Gas-Dampfturbinendrehzahl
<tb>15<sep>Frequenzsollwert
<tb>16<sep>Statik mit Totband
<tb>17<sep>mathematisches Gasturbinenmodell
<tb>18<sep>Abhitzekessel
<tb>19<sep>Primärregeldampfturbinen-Soll-Leistung
<tb>20<sep>stationäre Reserveleistung der Dampfturbine
<tb>21<sep>Begrenzte Primärregel-Dampfturbinen-Soll-Leistung, Leistungsänderung der
<tb><sep>Dampfturbine
<tb>22<sep>Primärregel- Soll-Leistung
<tb>23<sep>Begrenzung
<tb>24<sep>momentane Reserveleistung der Dampfturbine
<tb>25<sep>Leistungsregler der Dampfturbine
<tb>26<sep>Block-Soll-Leistung
<tb>27<sep>Block-Ist-Leistung
<tb>28<sep>Block-Soll-Leistung inklusive Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung
<tb>29<sep>Addition
<tb>30<sep>Subtraktion
<tb>31<sep>Gasturbinenregelung
<tb>32<sep>Gasturbinen-Soll-Leistung
<tb>33<sep>Primärregel-Gasturbinen-Ist-Leistung
<tb>34<sep>Gasturbinen-Ist-Leistung
<tb>35<sep>Gasturbinen-Soll-Leistung inklusive Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung
<tb>36<sep>Generator
<tb>37<sep>Regeleinrichtung für Mehrwellenanlagen
<tb>38<sep>Generator
<tb>39<sep>Begrenzung
<tb>40<sep>Momentane Gasturbinen-Reserveleistung
<tb>41<sep>Berechnete momentane Gasturbinenleistung
<tb>42<sep>Welle
<tb>43<sep>Berechnete Primärregel- Gasturbinen-Ist-Leistung
<tb>44<sep>Primärregel-Gasturbinen-Soll-Leistung
<tb>45<sep>Regeleinrichtung für Mehrwellenanlagen
Technical area
The invention relates to a method for primary control of a combined cycle gas turbine plant in network operation, which is arranged along a common or separate waves in which throttled for storing a reserve power a control valve along a working steam supply to at least one pressure stage of the steam turbine is operated, which is converted in the case of a decreasing network frequency and thereby required network frequency support in an at least less throttled state.
State of the art
Combined gas and steam turbine plants are plants in which the heat generated in the gas turbine part waste heat in the form of exhaust gases is thermally coupled to a waste heat boiler for operating a steam turbine plant. Usually, the exhaust gas temperature of the gas turbine is kept as constant as possible over a wide power range, whereby, however, rapid load changes of the gas turbine plant limits are set. The load capacity is limited mainly by the dynamics of the exhaust gas temperature control and thus the changeability of the air mass flow of the gas turbine. The steam turbine part of the system essentially follows the power changes of the gas turbine with a considerably slower time behavior.
In combined gas and steam turbine systems in network operation, it is therefore customary to comply with any demanded by the grid changes in performance, especially for purposes of grid frequency stabilization, alone with the respective gas turbine part of the system, especially since the steam turbine part is able to contribute nothing in the first seconds.
Thus, it is necessary that the entire reserve power for primary control in network operation must be provided by the gas turbine; a circumstance which ultimately has the consequence that, for storing the reserve power, the block power stationarily driven by the gas turbine plant is reduced by a corresponding power component in order to compensate for the delayed contribution of the steam turbine in seconds, especially since grid operators are obliged to set a certain time and with respect to Required electrical power stable AC frequency, for example, in Europe 50 Hz to guarantee. The frequency stability is ensured in the network by a dynamic load / power compensation, which requires that considerable reserve power must be made available within seconds.
From EP 1 301 690 B1 a related method for primary control of a combined gas and gas turbine plant is shown, in which the steam turbine is operated for the rapid provision of reserve power such that at least one pressure stage of the steam part is driven with throttled valve division, whereby a frequency support power reserve is built, which is used at the network-side underfrequency for frequency support by the throttling of the control valve is reduced in accordance with the frequency undershooting. The duration of the reduced throttling is dimensioned here on the basis of a time-limited disappearance signal.
By throttling the control valves, a back pressure builds up before the respective pressure stage in the steam turbine part, which can be released in the form of stored reserve power as needed by opening the control valves, the amount of reserve power depends on the degree of throttling. If the throttling is canceled, the dynamic pressure slowly builds up, whereby the stored reserve power in the form of so-called primary control power can be additionally discharged by the steam turbine.
Such operation of the steam turbine, on the one hand, enables a higher steady-state block power, which can be provided, in particular, by the gas turbine plant, and, on the other hand, the steam turbine can operate virtually without a time delay, i. Provide their reserve power share within a few seconds, which ultimately leads to an overall delay-free and greater primary control power of the combined cycle plant.
Presentation of the invention
The invention is based on the object, a method for primary control of a combined cycle power plant in network operation, which is arranged along a common or separate waves, in which for storing a reserve power a control valve along a working steam supply line to at least one pressure stage Steam turbine is operated throttled and is converted in the case of a decreasing mains frequency and thereby required network frequency support in an at least less throttled state, such that the control concept for the control valve positioning on the one hand simplifies and on the other hand should be adapted to the individual performance of the gas turbine plant while avoiding the Application of the previous practice regarding the use of a disappearance signal.
The solution of the problem underlying the invention is set forth in claim 1. The concept of the invention advantageously further features are the subject of the dependent claims and the description with reference to the following embodiments.
According to the solution, a method for primary control of a combined cycle gas turbine plant in network operation according to the features of the preamble of claim 1 is characterized by the following method steps:
First, it is important to detect the occurrence of a network failure in the form of a faulty deviation of the mains frequency of the network nominal frequency by the speed of the shaft connected to the gas turbine is monitored and any frequency deviations of the actual frequency of a frequency setpoint are detected. On the basis of the detected frequency deviation, a so-called primary control target power is determined, which is to be provided by the gas turbine plant in order to obtain a desired stabilized network frequency.
In addition, there is a power deviation between the primary control target power and a power actually delivered by the gas turbine, the so-called gas turbine actual power to determine, preferably both power values are deducted from each other to ultimately obtain information about it whether and how much power the gas turbine has to provide too little or too much, compared to the primary control target power.
On the basis of this power deviation, that power contribution is ultimately determined, which is to be provided by the steam turbine part in the accident described above for purposes of grid frequency support in the short term, especially in that case in which the gas turbine actual power is less than the required primary control target Performance is. In this case, it is necessary to release the reserve power reserved on the part of the steam turbine in the course of the throttled operating state in the short term. Here, the determined power deviation serves as a manipulated variable for the control valve, so that the output from the steam turbine power corresponds to the required primary control steam turbine target power.
The solution according to the method is thus characterized by the fact that additionally demanded from the steam turbine part power contribution by a controlled reduction of the throttling of the control valve at least one pressure stage exclusively depends on the performance of the gas turbine part in such a way that the difference between the primary rule -Soll performance and the actual power actually provided by the gas turbine corresponds exactly to that energy contribution that must additionally be made available by the steam turbine.
This applies both in the above-described case of a grid frequency support at spontaneously occurring underfrequency is requested by the steam turbine reserve power, as well as in case of occurring overfrequency in network operation, in which the actually performed by the gas turbine actual power above the determined primary rule -Soll performance lies. In this case, the power contribution made by the steam turbine is reduced by the amount by which the actual gas turbine power is above the primary control target power.
The solution according to the method is thus completely independent of predefined control variables, as it represents, for example, the disappearance signal used in EP 1 301 690 B1, and is based essentially on the current performance of the gas turbine under changing network frequency conditions.
Brief description of the drawings
The invention will be described below by way of example with reference to the drawings, without limiting the general inventive idea using exemplary embodiments. Show it:
<Tb> FIG. 1 <sep> graphically illustrated control concept for a combined cycle power plant,
<Tb> FIG. 2 <sep> Block diagram for the control concept of a combined single-shaft gas / steam turbine plant and
<Tb> FIG. 3 <sep> Block diagram for the control concept of a combined multi-shaft gas / steam turbine plant without gas turbine model for the calculation of the primary control gas turbine actual power.
<Tb> FIG. 4 <sep> Block diagram for the control concept of a combined multi-shaft gas / steam turbine system with gas turbine model for the calculation of the primary control gas turbine actual power.
Ways to carry out the invention, industrial usability
The above-described solution according to the control concept for positioning the control valve along a working steam supply to at least one pressure stage of the steam turbine will be explained in more detail with reference to FIG 1.
Over the time axis t, the function curves of the power contributions from both the gas turbine part (see the bottom function curves) and the power contribution from the steam turbine part (see the top function curve) are shown. It is assumed that at an initial point in time the line frequency experiences a disturbance, for example by falling, i. It turns in the network an underfrequency. Based on a so-called steady-state block power demanded by the combined cycle power plant to obtain a stable grid setpoint frequency, the combi-unit responds to a primary control setpoint power with a rapidly increasing primary control gas turbine actual power, however can not be provided by the gas turbine simultaneously due to inherent inertia of the system.
Thus, there is a difference ΔP between the determined primary control target power and the actual primary gas turbine actual power delivered by the gas turbine plant. On the basis of the determined power deviation AP between the target power and the actual power of the gas turbine, a control signal is generated, which leads to the spontaneous opening of the control valve in the steam turbine part, whereby the steam turbine by spontaneous reduction of the reserve power in the throttled operating case exactly those power component available which can not be provided by the gas turbine due to its short-term nature. It can be seen from the diagram in FIG. 1 that the respective additional power contribution AP output by the steam turbine corresponds to the desired / actual difference of the gas turbine power contribution.
Even in the case of exceeding the primary control target power on the maximum reserve power of the gas turbine, the steam turbine can provide the required for grid frequency support extra power available.
If the primary control target power and the primary control gas turbine actual power match - this is the case at the respective intersections of both functional curves - so it requires the part of the steam turbine no further contribution to performance, so that at those points the performance curve of the Steam turbine cuts the abscissa entered in the upper diagram, ie the control valve is in the stationary throttle position, in which the pressure of the working steam upstream of the control valve increases until a balance between the waste heat boiler feed water flow and the steam mass flow at the outlet of the waste heat boiler within the steam turbine plant adjusts.
If, however, the primary control target power actually falls short of the primary control gas turbine actual power provided by the gas turbine, the control valve experiences an increased throttling, so that less power is delivered by the steam turbine, namely in the mass, in the power output of the gas turbine is above the required primary control target power. This is illustrated in the area of decreasing functional curves of the gas turbine power.
For the technical realization of the solution according to the method, it is important to distinguish two cases, namely a combined gas and steam turbine plant, in which both the gas and steam turbine part drive a common shaft for generating electrical energy by means of a single generator, and the case in that the gas and steam turbines each drive two separate shafts which are each connected to separate generator units. The block diagram illustrated in FIG. 2 shows the first case mentioned above, in which the gas turbine part illustrated by reference numeral 7 is connected via a common shaft 5 to the steam turbine part 8, consisting of a high-pressure steam turbine 1, a medium-pressure steam turbine 2 and a low-pressure steam turbine 3, which at the same time Obtaining electrical energy is connected to a generator 6.
The exiting from the gas turbine 7 hot exhaust gases are fed into a waste heat boiler 18 for the heat exchange with a working fluid, which serves as a further steam for driving the high-pressure, medium-pressure and low-pressure steam turbines 1, 2, 3.
The combined gas-steam turbine plant illustrated in FIG. 2 is operated in the manner described above in such a way that at least the control valves provided along the working steam supply lines for the high-pressure and medium-pressure turbine are throttled for storing a power reserve on the steam turbine side. In order to influence the power output of the combined cycle gas turbine plant on the one hand a gas turbine 31, the direct influence on the power control within the fuel and the air supply takes, on the other hand a steam turbine control 13 is provided, the valve position of the control valves along the working steam supply lines to the regulates respective pressure levels. The area shown in gray in FIG. 2 comprises a control device 4 for primary control according to the method according to the solution.
In order to be able to react at all with an occurring power frequency change at all with a steam turbine power contribution, it requires a prior construction of a steam turbine side reserve power. With the aid of an on / off signal 9, the preparation of the steam turbine can be activated for a primary control, wherein both the actual gas turbine power 41 provided by the gas turbine 7 and for determining a stationary steady-state reserve power 20 to be stored do not directly metrologically by direct power tap, optionally on the shaft 5, but rather is calculated by means of a mathematical simulation, and the thermal inertia of the waste heat boiler 11 is taken into account taking into account a function 12.
The function 12 defines the steady state and maximum allowable throttle positions of the steam turbine control valves as a function of the actual instantaneous gas turbine power 41 in the form of a mathematical equation or a table.
The determined in this way stationary throttle position of the steam turbine control valves is converted within the steam turbine control 13 each in a position of the control valves for throttling the pressure in the respective pressure levels. The measure of the throttling of the control valves leads to an increase in pressure in the individual pressure stages, which corresponds exactly to the required back pressure for the predetermined reserve power 20.
About another on / off signal 10 can be the solution according to primary control for the operation of the combined gas and steam turbine on or off.
Along the shaft 5, the current steam or gas turbine speed 14 is continuously detected and compared after conversion into a frequency with the frequency setpoint 15. Occurring frequency deviations are ultimately converted with a predefined statics 16 into a primary control setpoint power 22, wherein the statics 16 contains a dead band, which can be regarded as a discriminator and serious incidents from those short-term noise fluctuations distinguished, on the part of the combined gas and Steam turbine plant can be handled in normal operation. If, for example, the detected frequency deviations lie within the abovementioned dead band, ie if they are minor disturbances, then the primary control nominal power is equal to zero.
If the control device in the activated state by activation of the switch 10, it is from the determined primary control target power 22, taking into account the current gas turbine reserve power 40 and with the aid of a gas turbine model 17 derived primary control gas turbine actual power 43th a primary control steam turbine target power 19 won. In the main case, the difference between the mathematically simulated primary control gas turbine actual power 44 and the primary control target power 22 is formed, which corresponds to the primary control steam turbine target power 19.
A possible replica of the gas turbine power is available with the following mathematical relationship:
<EMI ID = 2.1>
with T, T1, T2 time constants, depending on the gas turbine inertia and control concept,
<Tb> S <sep> Laplace operator
<tb> N <sep> Order of the model.
<tb> KDF <sep> Primary Rule Target Performance 22
<Tb> f <sep> Function
The order and the time constants are dependent on the gas turbine inertia and the control concept, the time constant T are between 0 and 4 seconds.
The difference 39 upstream limiting only serves a minimum selection to determine the largest possible primary control gas turbine target power 44, taking into account the reserve power 40 stored by the gas turbine, which is necessary to increase power by means of the steam turbine despite the exhaust gas turbines Provide backup power to be able to provide.
The above-obtained, determined primarily from the difference between the primary control target power and primary control gas turbine actual power primary control steam turbine target power 19 is after a limit 23, taking into account the momentarily available from the steam turbine plant Reserve power 24 forwarded to the power controller 25 of the steam turbine control 13, are actuated by the ultimately the control valves along the individual Arbeitsdampfzuführleitungen to the high pressure and medium pressure stage of the steam turbine. Here, the instantaneous reserve power of the steam turbine 24 is calculated from the currently throttled control valve positions along a respective working steam supply line and the associated steam turbine operating state (steam pressure, temperature and mass flow).
The sum of all currently stored reserve power of all control valves 24 define the limitation of the allowable executable power changes of the steam turbine, which ultimately represents a power limit 23 for the primary control steam turbine target power 19.
Finally, the steam turbine control valves are positioned taking into account their permissible possibilities such that they sum in the required Leistungsabfrage or change in performance 21, which corresponds to the primary control steam turbine target power 19 result.
If the control valves in corresponding Arbeitsdampfzuführleitungen example, reduced in their throttling for purposes of grid frequency support, this has an impact on both the current performance of the steam turbine and a reduction in the available reserve power. All possible modifications of the steam turbine plant are recorded and are available to all control measures in situ.
Furthermore, the information about the current primary control gas turbine target power 44 of the gas turbine control 31 is communicated, so that the gas turbine 7 can also be readjusted in their power component. In the single-shaft system shown in FIG. 2 with a common generator for both the steam turbine and the gas turbine plant, the gas turbine does not react or only slows down because of the rapid reaction of the steam turbine.
The gas turbine control 31 rather reacts to an increase in power on the generator based on the primary control gas turbine target power 44. The response of the gas turbine is delayed accordingly until the steam turbine power contribution is completely exhausted.
In order to achieve a simultaneous reaction of the steam and gas turbine, according to the solution, the limited primary control steam turbine target power 21 either to the so-called total block target power 28, i. Block target power 26 including primary control gas turbine target line 44, added (see 29) -hierbei is under block target power that of the gas and steam turbine plant at the generator 6 to be performed total power to understand in which the network -Soll frequency is generated - or the primary control steam turbine target power 19 is subtracted from the block actual power 27 (see 30) - this is block actual power that is understood to be the actual tapped at the generator G performance , which is provided by the gas turbine and the steam turbine.
The solution according to the control concept is also applicable to a multi-shaft system, which is shown schematically in Fig. 3. Thus, in this case, the gas turbine 7 is connected to a generator 38 via a separate shaft 5, whereas the steam turbine 8 via another, separate shaft 42 drives its associated generator 36.
The solution according to the method for primary control is in principle comparable to that for controlling a single-shaft system according to FIG. 2. The only difference from the embodiment shown in FIG. 2 is that the actual power of the gas turbine 34 is tapped and determined at the generator 38 , and so that the primary control gas turbine actual power 33 can be determined by subtracting gas turbine target power 32 from gas turbine actual power 34. The primary control steam turbine target power 19 can directly (without gas turbine model 17) by subtracting the Primary control target power 22 of primary control gas turbine actual power 33 are determined. The reaction of the steam turbine 8 to a frequency deviation on the steam turbine generator takes place separately from the gas turbine contribution.
Thus, the gas turbine control 31 can respond to the primary control gas turbine target power 44 without compensation of the steam turbine contribution 29 or 30 (see FIG. 2).
Fig. 4 shows the solution according to the method for primary control of a multi-shaft system, taking into account the gas turbine model 17 for calculating the primary control gas turbine actual power. In contrast to the primary control gas turbine actual power 33 (FIG. 3), the gas turbine model 17 prevents the transmission of the possibly unstable primary control behavior of the gas turbine control 31 to the calculation of the primary control steam turbine desired power 19.
For a quick overview of the performance terms used, the following term table should serve:
<tb> Primary Rule Set Power 22 <sep> Required power to produce a stable grid frequency. Determined from the difference between setpoint and actual frequency
<tb> primary control gas turbine target power 44 <sep> Power to be provided by the gas turbine to generate a stable grid frequency
<tb> Primary Rule Gas Turbine Actual Power 33 <sep> Power supplied by the gas turbine to stabilize the grid frequency. Calculated from the difference between the nominal gas turbine rated power and the power measured at the gas turbine generator
<tb> Calculated Primary Rule Gas Turbine Actual Power 43 <sep> Power to be provided by the gas turbine to produce a stable grid frequency. Determined by a mathematical model of the gas turbine
<tb> primary control steam turbine target power 19 <sep> Power to be supplied by the steam turbine to generate a stable grid frequency
<tb> Gas turbine reserve power 40 <sep> Power available from the gas turbine, which can be released for purposes of frequency support
<tb> Steam turbine reserve power 20 <sep> Power stored by the steam turbine, which can be temporarily released for purposes of frequency support
Actual Gas Turbine Actual Power 34 <sep> Actual power output from the gas turbine to a separate generator
<tb> Target Gas Turbine Power 32 <sep> Target power to be delivered from the gas turbine to a separate generator to receive a base load
<tb> Target block power 26 <sep> Total power to be delivered to a generator of a single-shaft gas and steam turbine plant to obtain a base load
<tb> Block actual power 27 <sep> Actual power delivered to a generator of a single-shaft gas and steam turbine plant
LIST OF REFERENCE NUMBERS
[0037]
<Tb> 1 <sep> High-pressure steam turbine stage
<Tb> 2 <sep> medium-pressure steam turbine stage
<Tb> 3 <sep> low-pressure steam turbine stage
<Tb> 4 <sep> control mechanism
<Tb> 5 <sep> wave
<Tb> 6 <sep> Generator
<Tb> 7 <sep> Gas Turbine
<Tb> 8 <sep> steam turbine
<Tb> 9 <sep> on / off switch
<Tb> 10 <sep> on / off switch
<tb> 11 <sep> thermal inertia of the waste heat boiler
<Tb> 12 <sep> correction function
<Tb> 13 <sep> steam turbine control
<Tb> 14 <sep> gas turbine speed
<Tb> 15 <sep> Frequency setpoint
<tb> 16 <sep> Statics with deadband
<tb> 17 <sep> mathematical gas turbine model
<Tb> 18 <sep> waste heat boiler
<Tb> 19 <sep> primary control steam turbine nominal power
<tb> 20 <sep> stationary reserve power of the steam turbine
<tb> 21 <sep> Limited primary control steam turbine target power, power change of
<Tb> <sep> steam turbine
<tb> 22 <sep> primary rule target performance
<Tb> 23 <sep> Limit
<tb> 24 <sep> current reserve power of the steam turbine
<tb> 25 <sep> Power controller of the steam turbine
<Tb> 26 <sep> Block-target performance
<Tb> 27 <sep> Block actual power
<tb> 28 <sep> Target block power including primary control gas turbine target power
<Tb> 29 <sep> Addition
<Tb> 30 <sep> subtraction
<Tb> 31 <sep> Gas turbine control
<Tb> 32 <sep> gas turbine nominal power
<Tb> 33 <sep> primary control gas turbine actual power
<Tb> 34 <sep> gas turbine actual power
<tb> 35 <sep> Target gas turbine power including primary control gas turbine target power
<Tb> 36 <sep> Generator
<tb> 37 <sep> Control device for multi-shaft systems
<Tb> 38 <sep> Generator
<Tb> 39 <sep> Limit
<tb> 40 <sep> Current gas turbine reserve power
<tb> 41 <sep> Calculated instantaneous gas turbine power
<Tb> 42 <sep> wave
<tb> 43 <sep> Calculated primary control gas turbine actual power
<Tb> 44 <sep> primary control gas turbine nominal power
<tb> 45 <sep> Control device for multi-shaft systems