Technisches Gebiet
[0001] Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks auf Echtzeitbasis und eine Technik zur Regelung einer Gasturbine in einem Gasturbinenkraftwerk oder in einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk dergestalt, dass eine spezifizierte Leistungsreserve des Stromerzeugungssystems aufrechterhalten wird.
Allgemeiner Stand der Technik
[0002] Im Wesentlichen existieren zwei Arten von gasturbinenbetriebenen Kraftwerken: Gasturbinenkraftwerke und Gas/Dampf-Kombikraftwerke. Ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk besteht mindestens aus den folgenden Hauptkomponenten: einer Gasturbine, einem Abhitze-Dampfkessel, einer Dampfturbine und einem Generator. Die Gasturbine wird als Primärantrieb verwendet. Sie setzt die chemische Energie gasförmigen oder flüssigen Brennstoffs in mechanische Energie, Abgasenthalpie und Restwärme, um. Die Abgasenthalpie wird zum Erzeugen von Dampf verwendet, der in der Dampfturbine nachfolgend expandiert wird. Die Dampfturbine produziert mechanische Leistung. Gasturbine und Dampfturbine sind mechanisch mit einem Generator gekoppelt. Der Generator setzt die mechanische Leistung in elektrischen Strom um. In der Praxis existieren verschiedene Konfigurationen von Gas/Dampf-Kombikraftwerken, z.B.
Einzelwellen- oder Mehrwellen-Anordnungen.
[0003] Bei einem Gasturbinenkraftwerk wird eine Gasturbine nur in Kombination mit einem Generator verwendet. Der Schritt des Wiedergewinns der Abgasenthalpie der Gasturbine entfällt.
[0004] Um die Leistungsfähigkeit eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks oder eines Gasturbinenkraftwerks zu verbessern, wurden mehrere Leistungserhöhungsmassnahmen entwickelt. Ein Beispiel für eine solche Leistungserhöhungsmassnahme ist das Einspritzen von Wasser in den Lufteinlass des Kompressors der Gasturbine.
[0005] In den heutigen Kraftwerken wird die elektrische Ausgangsleistung durch ein Leitsystem geregelt. Im Fall eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks entspricht die Ausgangsleistung der Summe des Beitrags der Gasturbine und des Beitrags der Dampfturbine. Bei hohen Lasten wird die Dampfturbine gewöhnlich im Gleitdruckmodus betrieben. Wird die Dampfturbine im Gleitdruckmodus betrieben, so ist die Ausgangsleistung des Kraftwerks primär durch die Betriebsbedingungen der Gasturbine bestimmt. Die Regelung des Gasturbinenbetriebs erfolgt vorzugsweise mittels eines Last-/Temperaturreglers. Der Last-/Temperaturregler empfängt einen Lastsollwert (z.B. einen vom Bediener manuell eingegebenen Lastsollwert) und bestimmt die Stellgrössen der Gasturbine (z.B.
Vorleitreihenposition, Turbineneintritts-Mischtemperatur(en), Turbinenaustrittstemperatur(en)), so dass die gewünschte Ausgangsleistung resultiert. Die Stellgrössen werden gewöhnlich in einem vordefinierten Bereich und gemäss einem gegebenen Betriebskonzept variiert. Darüber hinaus kann der Last-/Temperaturregler zusätzliche Betriebsgrenzen berücksichtigen. Diese Grenzen ergeben sich in der Regel aus Grenzwerten für Kraftwerk-Prozessgrössen (z.B. Maximal/Minimaltemperaturen oder-drücke). Die maximale Ausgangsleistung (auch als Nennlast bezeichnet) ergibt sich, wenn die Stellgrössen ihre Nominalwerte annehmen.
[0006] Der vom Kraftwerk erzeugte Strom wird gewöhnlich an einen Kunden verkauft und zur Verteilung an das Stromnetz geliefert. Um die Stromproduktion optimal planen zu können, ist es für den Kraftwerksbetreiber vorteilhaft, die maximale Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu kennen. Bei einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk oder einem Gasturbinenkraftwerk ist die maximale Stromerzeugungskapazität jedoch im Allgemeinen unbekannt, da sie stark von den Umgebungsbedingungen des Kraftwerks (z.B. Umgebungstemperatur, Umgebungsdruck, Umgebungsfeuchtigkeit) und anderen variablen Faktoren, wie etwa Brennstofftyp und -qualität (z.B. kalorischer Wert), Temperaturzustand der Kraftwerkskomponenten, Alterung oder Verschmutzung, abhängt.
[0007] Heute gibt es gemäss Stand der Technik kein einfaches Verfahren (d.h. ein Verfahren von geringem rechnerischen Aufwand) auf Echtzeitbasis zur genauen Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks oder eines Gasturbinenkraftwerks.
[0008] Kenntnis über die maximale Stromerzeugungskapazität ist nicht nur für die Planung wertvoll, sondern erweist sich auch als ähnlich nützlich, wenn der Kraftwerksbetreiber vom Kunden beauftragt wird (oder vertraglich durch die Netzbehörde gebunden ist), eine spezifizierte Leistungskapazität in Reserve zu halten. Eine solche Leistungsreserve wird zum Beispiel benötigt, um Frequenzstützung zu betreiben. Die Spezifikation einer Leistungsreserve kann eine Anforderung an die statische Reserve (z.B. Bereitstellen einer bestimmten Leistungskapazität in Megawatt) sowie eine Anforderung an die Transiente (z.B. Freigeben der Leistungskapazität mit einem minimalen mittleren Lastgradienten) umfassen.
Die Spezifikation einer solchen dynamischen Leistungsreserve könnte äquivalent formuliert werden als eine gewünschte Leistungskapazität und eine Maximalzeit, in der die gewünschte Leistungskapazität bereitgestellt werden soll.
[0009] Aufgrund interner Dynamik ist ein Kraftwerk im Allgemeinen nicht in der Lage, augenblicklich einer Zunahme der verlangten Leistung zu folgen. Wird in einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk die Dampfturbine im Gleitdruckmodus betrieben, so ist das Ansprechverhalten der Dampfturbine signifikant langsamer als das Ansprechverhalten der Gasturbine. Diese unterschiedlichen Zeitkonstanten müssen explizit berücksichtigt werden, wenn eine bestimmte Leistungsreserve dynamisch bereitgestellt werden soll. Da die geforderten Lastgradienten gewöhnlich nur von der Gasturbine erfüllt werden können, muss im Allgemeinen eine Gesamtkapazität in Reserve gehalten werden, die grösser ist als die spezifizierte Leistungsreservekapazität.
[0010] Aus der Druckschrift US-A-6 164 057 ist ein Regler bekannt geworden, der eine Gasturbine dergestalt betreiben soll, dass eine gewünschte Leistungskapazität in Reserve gehalten wird. Dabei wird die Vorleitreihenposition als Indikator für die Leistungsreservekapazität der Gasturbine angewandt. Der vorgeschlagene Regler vergleicht laufend die tatsächliche Vorleitreihenposition mit einem Sollwert, welcher einer gewünschten Leistungsreservekapazität entspricht. Ein Regler variiert den Brennstofffluss zu der Gasturbine so, dass die Turbinenausgangsleistung angepasst wird und dadurch die tatsächliche Vorleitreihenposition auf dem Sollwert gehalten wird, welcher der gewünschten Leistungsreservekapazität entspricht.
[0011] Für den aus der US-A-6 164 057 bekannten Regler werden die folgenden wesentlichen Unzulänglichkeiten identifiziert:
Lastanteile zur Frequenzstützung werden durch die Regulierung der Vorleitreihenposition asymptotisch kompensiert. Folglich kann das vorgeschlagene Verfahren ausschliesslich in Umgebungen verwendet werden, in denen nur kurzzeitige Frequenzstützung erforderlich ist.
Aufgrund der Regulierung der Vorleitreihenposition ist die Ausgangsleistung des Gasturbinengenerators langfristig unabhängig vom vorgegebenen Lastsollwert. Folglich kann der Gasturbinengenerator nicht mit einer wählbaren Last betrieben werden, während der Reservekapazitätsregler aktiv ist.
Die Vorleitreihenposition wird als Indikator für die Reservekapazität der Gasturbine postuliert.
Es wird angenommen, dass dieser Zusammenhang relativ unabhängig von Störungen, wie etwa sich ändernde Umgebungsbedingungen, ist. Die Nachführung der Vorleitreihenposition muss vergleichsweise langsam geschehen, damit die Regelaktionen des Geschwindigkeits-/Lastreglers nicht beeinträchtigt werden. Nachteil ist, dass mit diesem Ansatz lediglich niederfrequente Störungen kompensiert werden können.
Aufgaben der Erfindung
[0012] Eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Schaffung eines Verfahrens zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks.
[0013] Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist die Offenbarung eines Stromerzeugungssystems umfassend ein Gasturbinenkraftwerk oder ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk und eine Einheit zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks auf Echtzeitbasis.
[0014] Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Schaffung eines neuartigen Verfahrens zum Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks dergestalt, dass eine spezifizierte dynamische Leistungsreserve bereitgestellt wird.
[0015] Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist die Offenbarung eines Stromerzeugungssystems umfassend ein Gasturbinenkraftwerk oder ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk und eine Regeleinheit, die das Kraftwerk so betreibt, dass eine spezifizierte dynamische Leistungsreserve bereitgestellt wird.
Funktionsbeschreibung der Erfindung
[0016] Im Folgenden wird eine Funktionsbeschreibung der Erfindung gegeben. Die Hauptwesenszüge der Erfindung sind in der schematischen Übersicht von FIG.1gezeigt.
[0017] Zuerst wird das Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks bzw. eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks beschrieben. Gemäss der Erfindung besteht dieses Verfahren im wesentlichen aus den folgenden Schritten:
<tb>(1a)<sep>Berechnen der momentanen Ausgangsleistung (der erwarteten Ausgangsleistung im aktuellen Betriebspunkt) 113 und der erwarteten maximalen Stromerzeugungskapazität 112 auf der Basis eines mathematischen Modells 111 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks, wobei das Modell einen Eingangsvektor verwendet, der Last-/Temperaturreglerbefehle 211, gemessene Störgrössen 201 und Kraftwerk-Prozessmessungen 203 umfassen kann;
<tb>(1b)<sep>Messen der momentanen Ausgangsleistung des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks;
<tb>(1c)<sep>Vergleichen der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 und der gemessenen Ausgangsleistung 204, um einen Modellierungsfehler 124 abzuleiten;
<tb>(1d)<sep>Verarbeiten des Modellierungsfehlers 124, um ein Korrektursignal 125 zu erzeugen;
<tb>(1e)<sep>Anwenden 123 des Korrektursignals 125 auf die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 112, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten.
[0018] Das erfindungsgemässe Verfahren zeigt die Struktur eines Beobachters. Verfügbare Informationen am Eingang und am Ausgang des Systems (des Kraftwerks) werden verwendet, um die maximale Stromerzeugungskapazität, welche eine interne Systemeigenschaft ist, zu bewerten. Das mathematische Modell 111 ist vorzugsweise eine dynamische und regelungsorientierte Darstellung des Prozesses. Im generischen Fall berücksichtigt das Modell Befehle des Last-/Temperaturreglers, den Einfluss messbarer Störgrössen und das Auftreten von Betriebslimiten. Die Befehle des Last-/Temperaturreglers werden im Modell zur Berechnung der momentanen Ausgangsleistung verwendet. Gemessene Störgrössen werden im Modell verwendet, um den Einfluss verschiedener Störungen auf die momentane Ausgangsleistung und die maximale Stromerzeugungskapazität zu bewerten.
Kraftwerk-Prozessmessungen werden im Modell verwendet, um die Auswirkung verschiedener Betriebsgrenzen auf die maximale Stromerzeugungskapazität zu quantifizieren. Der Einfluss nicht gemessener Störgrössen wird in den Schritten (1c), (1d) und (1e) berücksichtigt, wobei in Schritt (1d) die Trennung von niederfrequenten Effekten und hochfrequenten Effekten möglich ist. Nachfolgend werden beispielhafte Ausführungsformen in Bezug auf die Schritte (1a) bis (1e) angegeben.
[0019] Bei einer beispielhaften Ausführungsform umfasst der Eingangsvektor für das mathematische Modell 111 die folgenden Signale:
die Sollposition der Vorleitreihe, die Sollwerte der Turbineneintritts-Mischtemperatur(en); ferner
die gemessene Kompressoreintrittstemperatur, die gemessene Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators, Informationen über den Brennstofftyp, Informationen über die Brennstoffqualität, Informationen über den Status von Leistungserhöhungsmassnahmen; ferner
die gemessene Kompressoraustrittstemperatur, der gemessene Kompressoraustrittsdruck und die gemessene Turbinenaustrittstemperatur.
[0020] Für die Schritte (1c) und (1e) werden zwei beispielhafte Ausführungsformen angegeben. Gemäss einer ersten Ausführungsform wird in Schritt (1c) der Quotient der gemessenen Ausgangsleistung 204 und der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 gebildet, wodurch sich ein multiplikativer Modellierungsfehler 124 ergibt. Im Schritt (1e) wird dann die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 112 mit dem Korrektursignal 125 multipliziert, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten. Gemäss einer zweiten Ausführungsform wird in Schritt (1c) die Differenz der gemessenen Ausgangsleistung 204 und der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 gebildet, wodurch sich ein additiver Modellierungsfehler 124 ergibt.
Im Schritt (1e) wird das Korrektursignal 125 dann zu der berechneten maximalen Stromerzeugungskapazität 112 addiert, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten.
[0021] Bei einer beispielhaften Ausführungsform von Schritt (1d) wird der Modellierungsfehler 124 durch dynamische Filterung in einen niederfrequenten Teil und einen hochfrequenten Teil aufgetrennt, wobei der niederfrequente Teil nachfolgend als Korrektursignal 125 verwendet wird.
[0022] Im Folgenden wird das Verfahren zum Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks, welches die Aufrechterhaltung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve ermöglicht, beschrieben. Gemäss der Erfindung besteht das Verfahren im wesentlichen aus den folgenden Schritten:
(2a) Verwenden einer Bewertung 126 der maximalen Stromerzeugungskapazität des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks als Referenzlast;
(2b) Berechnen eines Lastoffsets 132 basierend auf der Spezifikation einer dynamischen Leistungsreserve, wobei die Spezifikation eine Anforderung bezüglich der statischen Reserve 221a und eine Anforderung bezüglich der Transiente 221b enthalten kann;
(2c) Berechnen einer Lastgrenze 135 als die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 126 minus dem Lastoffset 132;
(2d) Berechnen einer Lastgrenze 136 als die Summe der Grenze 135 und der gewünschten Leistungsreservekapazität 221a;
(2e) Anwenden der Grenze 135 als oberes Limit des vorgegebenen Lastsollwerts 222, um ein (begrenztes) Lastsollwertsignal 145 zu erhalten;
(2f) wahlweises Anwenden (Schalter 144) der Grenze 136 als oberes Limit des Lastbefehls 146, welcher dem (begrenzten) vorgegebenen Lastsollwert 145 plus der Lastkomponente 225 für Frequenzstützung entspricht;
(2g) Verwenden des resultierenden Lastbefehls 147 als Sollwertsignal eines herkömmlichen Lastreglers.
[0023] Das erfindungsgemässe Verfahren zur Regelung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve führt die Regelaktion auf der Hierarchieebene von Lastbefehlen durch. Eine Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität dient dabei als Referenzlast. Dieser Wert wird vorzugsweise gemäss dem oben beschriebenen erfindungsgemässen Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks berechnet. Wenn die Leistungsreserve-Regelung aktiv ist, wird der vorgegebene Lastsollwert durch ein oberes Limit begrenzt, damit die spezifizierte dynamische Leistungsreserve gewährleistet werden kann. Dieser Ansatz erlaubt den Betrieb des Kraftwerks mit einer wählbaren Last, auch wenn die Leistungsreserve-Regelung aktiv ist (sofern der vorgegebene Lastsollwert kleiner als die berechnete Lastgrenze ist).
Zudem sind keine Annahmen über das zeitliche Verhalten der Netzfrequenz notwendig, da die berechneten Lastgrenzen auch während aktiver Frequenzstützung gültig bleiben. Die Berechnung eines Lastoffsets in Schritt (2b) ist erforderlich, um eventuelle langsame Komponenten in der Systemantwort zu berücksichtigen. Langsame Anteile, die nicht der dynamischen Leistungsreservenspezifikation genügen, müssen über die spezifizierte statische Leistungsreservekapazität hinaus vorgehalten werden.
[0024] Für Schritt (2b) wird im Folgenden eine beispielhafte Ausführungsform angegeben. Gemäss dieser Ausführungsform wird das Lastoffset 132 berechnet auf der Basis einer gewünschten Leistungsreservekapazität 221a, einer Anforderung an die Transiente 221b (d.h. eines gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten oder einer gewünschten maximalen Zeit, in der die gewünschte Leistungsreservekapazität bereitgestellt werden soll), eines Eingangsvektors, der Last-/Temperaturreglerbefehle 211, gemessene Störgrössen 201 und Kraftwerk-Prozessmessungen 203 umfassen kann, ferner auf der Basis der Bewertung 126 der maximalen Stromerzeugungskapazität und von Modellannahmen. Die gewünschte Leistungsreservekapazität 221a kann als Absolutwert (in Megawatt) oder als fester Prozentsatz der maximalen Stromerzeugungskapazität spezifiziert werden.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
[0025]
<tb>FIG. 1<sep>zeigt in einem Signalflussbild die Hauptwesenszüge der Erfindung;
<tb>FIG. 2<sep>zeigt in einem Signalflussbild die interne Struktur einer beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung;
<tb>FIG. 3<sep>zeigt in einem Signalflussbild die Last-/Temperaturregelung eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks mit einer ersten Ausführungsform der Erfindung;
<tb>FIG. 4<sep>zeigt schematisch das Ansprechverhalten eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks mit der Dampfturbine im Gleitdruckmodus auf einen Sprung im Lastsollwert.
Ausführliche Beschreibung der Erfindung
[0026] Im Folgenden wird die Erfindung mittels einer Ausführungsform und in Verbindung mit den Zeichnungen beschrieben. Das erwähnte Beispiel ist eine Ausführungsform, die für ein Kombikraftwerk mit einer Gasturbine mit sequentieller Verbrennung implementiert wurde. Das erfindungsgemässe Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität wird im Folgenden als Teil des erfindungsgemässen Verfahrens zur Regelung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve erläutert.
[0027] In FIG. 2 ist ein Blockdiagramm der internen Struktur und eine beispielhafte Ausführungsform 100 der Leistungsreserve-Regelung gezeigt. Die Leistungsreserve-Regelung besteht aus vier Haupteinheiten: einer auf Modellrechnungen basierenden Einheit 110, einer auf Messungen basierenden Korrektureinheit 120, einer Einheit 130 zur Berechnung der Leistungsreserven-Lastgrenzen und einer Einheit 140, welche die Lastgrenzen verarbeitet.
Schlüsselfunktionen der Einheiten 110, 120, 130 und 140 sind die folgenden:
- Einheit 110: fortlaufende Berechnung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks 112
<EMI ID=2.1>
und der momentanen Ausgangsleistung des Kraftwerks 113
<EMI ID=3.1>
- Einheit 120: Korrektur der berechneten maximalen Stromerzeugungskapazität 112
<EMI ID=4.1>
um den Einfluss von nicht gemessenen Störgrössen und von Modellierungsfehlern zu kompensieren;
- Einheit 130: Berechnung der Leistungsreserven-Lastgrenzen 135
<EMI ID=5.1>
und 136 und
<EMI ID=6.1>
- Einheit 140: Verarbeitung der Lastgrenzen 135 und 136. Der resultierende Lastbefehl 147
<EMI ID=7.1>
wird dem Eingang eines Lastreglers zugeführt.
[0028] Die Einheit 110 benutzt ein mathematisches Prozessmodell 111. Um niedrigen rechnerischen Aufwand zu gewährleisten, ist das mathematische Modell regelungsorientiert, d.h. eine konzise Beschreibung des Systems. Das mathematische Modell 111 verwendet die Störgrössensignale 201a (TK1) und 201b (TCLT), die Lastreglerbefehle 211a (VIGV) und 211b (T/T2), Informationen über den Brennstofftyp 201c (FT) und die Kraftwerk-Prozessmessungen 203a, 203b und 203c (TK2, pK2, TAT2), um die aktuelle Ausgangsleistung des Kraftwerks 112
<EMI ID=8.1>
und die maximale Stromerzeugungskapazität 113
<EMI ID=9.1>
zu bewerten. Aus dem Vergleich der momentanen (gemessenen) Ausgangsleistung 204 (Pcc) mit dem berechneten Wert der aktuellen Ausgangsleistung 113
<EMI ID=10.1>
wird in der Einheit 120 ein Korrektursignal YMisc bestimmt.
Dieses Signal wird danach zur Korrektur des berechneten Werts 112
<EMI ID=11.1>
verwendet, wodurch sich eine adaptierte Bewertung 126
<EMI ID=12.1>
der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks ergibt. Die Bewertung 126
<EMI ID=13.1>
wird intern benutzt, aber auch am Ausgang des Leistungsreserve-Reglers bereitgestellt. In 131 wird ein Lastoffset 132
<EMI ID=14.1>
berechnet und nachfolgend von der bewerteten maximalen Stromerzeugungskapazität 126
<EMI ID=15.1>
subtrahiert 133. Das resultierende Lastsignal 135
<EMI ID=16.1>
wird in der Einheit 140 als Lastlimit verwendet. Das Signal 136
<EMI ID=17.1>
wird berechnet als die Summe 134 der Grenze 133
<EMI ID=18.1>
und der gewünschten Leistungsreservekapazität 221a
<EMI ID=19.1>
Es wird in der Einheit 140 verwendet, um den Lastsollwert 147
<EMI ID=20.1>
zu begrenzen 143.
Der Lastbereich zwischen den Grenzen 135
<EMI ID=21.1>
und 136
<EMI ID=22.1>
ist für Frequenzstützung (Komponente 225) reserviert.
[0029] FIG. 3 zeigt schematisch die Integration der ersten Ausführungsform der Leistungsreserve-Regelung (bestehend aus den Einheiten 110, 120, 130, 140) in die Steuerlogik eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks 200. Die von der Leistungsreserve-Regelung verwendeten Signale umfassen die Stellgrössen 211a (VIGV) und 211b (7/72) des Last-/Temperaturreglers 210, Informationen über den Brennstofftyp 201c (FT), die messbaren Störgrössen 201a und 201b (TK1 und TCLT), die Kraftwerk-Prozessmessungen 203 (TK2, pK2, TAT2), die gemessene Ausgangsleistung 204 (Pcc) und die gewünschte Leistungsreservekapazität 221a
<EMI ID=23.1>
Bei aktiver Leistungsreserve-Regelung wird der vorgegebene Lastsollwert 222
<EMI ID=24.1>
auf das Lastlimit 135
<EMI ID=25.1>
begrenzt. Dies wird mit dem Minimalwertselektor 141 erzielt.
Die entstehende Leistungskapazität wird für Frequenzstützung bereitgestellt. Die Lastkomponente für Frequenzstützung 225 wird aus einer Frequenzabweichung 223 ([Delta]f) und dem Verstärkungsfaktor des Proportional-Drehzahlreglers 224 (K) bestimmt. Die Komponente 225 wird am Summationsknoten 142 addiert. Frequenzstützung ist bis zum Erreichen des Lastlimits 136
<EMI ID=26.1>
möglich 143. Der resultierende Lastsollwert 147
<EMI ID=27.1>
wird schliesslich dem Last-/Temperaturregler 210 zugeführt.
[0030] In den folgenden Absätzen werden weitere Details über die Struktur des mathematischen Modells, die Berechnung des Korrektursignals und über die Berechnung des erforderlichen Lastoffsets angegeben.
[0031] Gemäss der folgenden beispielhaften Ausführungsform des mathematischen Modells werden die individuellen Beiträge der Gasturbine und der Dampfturbine zu der Gesamtausgangsleistung getrennt bewertet. Die quasistatische Ausgangsleistung der Gasturbine
<EMI ID=28.1>
ergibt sich aus der folgenden Gleichung:
<EMI ID=29.1>
[0032] Der Parameter
<EMI ID=30.1>
beschreibt die nominale Ausgangsleistung. Diese nominale Ausgangsleistung wird für vordefinierte Umgebungs- und Betriebsbedingungen bestimmt. Die drei Funktionen YTK1 (TK1), YVIGV (VIGV) und YTIT2 (TIT2) dienen zum Skalieren der nominalen Ausgangsleistung. Der erste Faktor korrigiert die nominale Ausgangsleistung für ändernde Kompressoreintrittstemperaturen TK1. Die Faktoren YVIGV (VIGV) und YTIT2(TIT2) approximieren den relativen Einfluss auf die Gasturbinenausgangsleistung der Vorleitreihenposition VIGV und der Eintritts-Mischtemperatur der Niederdruckturbine TIT2. Die Faktoren YVIGV (VIGV) und YTIT2(TIT2) sind Funktionen des verwendeten Brennstofftyps FT.
Die quasistatische Berechnung (1) wird in der vorliegenden Ausführungsform des mathematischen Modells mit einem dynamischen Element erster Ordnung mit Zeitkonstante
<EMI ID=31.1>
erweitert, um die berechnete momentane Gasturbinenausgangsleistung
<EMI ID=32.1>
zu erhalten.
<EMI ID=33.1>
[0033] Bei einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk sind die Dampfturbinenausgangsleistung und die Gasturbinenausgangsleistung gekoppelt, weil die Ausgangsleistung der Dampfturbine eine Funktion des Enthalpiestroms der Gasturbinenabgase ist. Bei der vorliegenden Ausführungsform des Modells ist die Ausgangsleistung der Dampfturbine
<EMI ID=34.1>
definiert als dynamische Funktion der Stellgrössen VIGV und TIT2 und der Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators TCLT- Die Gesamtausgangsleistung des kombinierten Systems
<EMI ID=35.1>
ergibt sich als Summe der Ausgangsleistungen der Komponenten.
<EMI ID=36.1>
[0034] Um die maximale Stromerzeugungskapazität bewerten zu können, müssen die Nominalwerte der Signale VIGV und TIT2 bekannt sein. Während des Betriebs werden diese Nominalwerte durch den Last-/Temperaturregler laufend berechnet. Der Nominalwert von VIGV kann eine Funktion des verwendeten Brennstofftyps FT, der Kompressoraustrittstemperatur TK2 und des Kompressoraustrittsdrucks pK2 sein. Der Nominalwert von TIT2 kann von der Kompressoreintrittstemperatur TK1, dem verwendeten Brennstofftyp FT, der Nominalposition von VIGV und der Betriebsgrenze für die Austrittstemperatur der Niederdruckturbine TAT2 abhängen. Es wurden Korrelationen zwischen TK2, pK2, TAT2 und VIGV und zwischen TAT2 und TIT2 hergeleitet. Diese Korrelationen werden im Modell verwendet, um die Nominalwerte von VIGV und TIT2 vorherzusagen.
Um die maximale Stromerzeugungskapazität
<EMI ID=37.1>
zu berechnen, werden diese Nominalwerte dann in den Gleichungen des Modells für VIGV und TIT2 substituiert.
[0035] Die Ausgangsleistung eines Kraftwerks unterliegt zahlreichen Störgrössen, wie etwa veränderlichen Umgebungsbedingungen, veränderlichen Betriebsbedingungen oder transienten Systemzuständen. Einige dieser Effekte kommen in den Modellgleichungen nicht vor. Um die Auswirkung dieser Störungen zu erfassen, wird die momentane Ausgangsleistung Pcc des Kraftwerks gemessen und mit der Modellrechnung verglichen. Wenn angenommen wird, dass die Störungen "multiplikative Form" aufweisen, ist der Modellierungsfehler durch den folgenden Quotienten gegeben:
<EMI ID=38.1>
[0036] Der Quotient
<EMI ID=39.1>
erfasst sowohl hochfrequente als auch niederfrequente Modellierungsfehler. Der hochfrequente Teil kann z.B. aus Abweichungen in der modellierten Gasturbinen-Lastdynamik stammen oder das Ergebnis von Messrauschen sein. Niederfrequente Störungen resultieren aus langsamen dynamischen Vorgängen, z.B. thermischen Transienten, Alterung oder sich ändernden Umgebungsbedingungen. Die Störeinflüsse werden durch Anwenden einer Filteroperation auf den Quotienten
<EMI ID=40.1>
in niederfrequente und hochfrequente Beiträge aufgetrennt. Die niederfrequenten Störeinflüsse werden extrahiert als
<EMI ID=41.1>
[0037] Der Parameter tadpt ist die Zeitkonstante eines Tiefpassfilters. Die Frequenz (2[pi] . -tadpt)<-1 >trennt die "langsamen" von den "schnellen" Störeinflüssen. Die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität wird nur in Bezug auf langsame Störungen korrigiert. Diese Korrektur geschieht durch Multiplikation des berechneten Werts
<EMI ID=42.1>
mit dem Korrektursignal YMisc,
<EMI ID=43.1>
[0038] Die resultierende Grösse
<EMI ID=44.1>
ist die adaptierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks.
[0039] Die bewertete maximale Stromerzeugungskapazität wird im Leistungsreserve-Regler als Referenzlast verwendet. Von dieser Referenzlast wird ein erforderliches Lastoffset subtrahiert, um ein oberes Lastlimit zu erhalten. Die Berechnung des Lastoffsets basiert auf der Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve und auf Annahmen bezüglich der dynamischen Eigenschaften der beteiligten Komponenten. Die Spezifikation der Leistungsreserve umfasst gewöhnlich eine Anforderung bezüglich der statischen Reserve und auch eine Anforderung bezüglich der Transiente. Bei der vorliegenden Ausführungsform ist die statische Anforderung in Form einer gewünschten Leistungsreservekapazität in Megawatt definiert. Die Anforderung an die Transiente ist über einen gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten definiert.
[0040] In FIG. 4 ist eine Antwort der Kraftwerkausgangsleistung 401 auf einen Sprung im Lastsollwert skizziert. Aufgrund interner Dynamik kann das Kraftwerk nicht unmittelbar einer Zunahme der verlangten Leistung folgen. Die Leistungsantwort besteht aus einem schnellen Anteil 402 (Beitrag der Gasturbine) und einem langsamen Anteil 403 (Beitrag der Dampfturbine). Ebenfalls eingezeichnet in FIG. 4 sind die Leistungsreservenspezifikationen 410, 411a und 411b. Die (entweder durch eine gewünschte maximale Zeit 411a oder einen gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten 411b vorgegebene) Anforderung an die Transiente erfordert, dass der Regler eine Leistungsreserve 420 vorhält, die grösser ist als die spezifizierte Leistungsreservekapazität 410.
[0041] Bei der vorliegenden Ausführungsform wird angenommen, dass die vorgegebenen dynamischen Anforderungen ausschliesslich durch die Gasturbine erfüllt werden können. Dementsprechend folgt das Lastoffset 420
<EMI ID=45.1>
als
<EMI ID=46.1>
wobei [Delta]PPRC die spezifizierte Leistungsreservekapazität 410,
<EMI ID=47.1>
der Beitrag der Gasturbine 402 und
<EMI ID=48.1>
der Beitrag der Dampfturbine 403 ist.
[0042] Die Obergrenze für den vorgegebenen Lastsollwert berechnet sich als
<EMI ID=49.1>
und die optionale zweite Grenze für den Lastbefehl folgt als
<EMI ID=50.1>
[0043] Die Erfindung ist nicht auf die oben beschriebene Ausführungsform beschränkt. Es können Abwandlungen und Änderungen an der offenbarten Ausführungsform vorgenommen werden, ohne von der in den Ansprüchen dargelegten Erfindung abzuweichen.
Nomenklatur
(Eine integrierende Komponente der Anmeldung)
[0044]
<EMI ID=51.1>
Technical area
The present invention relates to a method for evaluating the maximum power generation capacity of a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant on real time basis and a technique for controlling a gas turbine in a gas turbine power plant or in a gas / steam combined cycle power plant such that a specified power reserve of Power generation system is maintained.
General state of the art
There are essentially two types of gas turbine power plants: gas turbine power plants and gas / steam combined cycle power plants. A gas / steam combined cycle power plant consists of at least the following main components: a gas turbine, a waste heat steam boiler, a steam turbine and a generator. The gas turbine is used as a prime mover. It converts the chemical energy of gaseous or liquid fuel into mechanical energy, exhaust gas enthalpy and residual heat. The exhaust enthalpy is used to generate steam, which is subsequently expanded in the steam turbine. The steam turbine produces mechanical power. Gas turbine and steam turbine are mechanically coupled to a generator. The generator converts the mechanical power into electricity. In practice, there are various configurations of gas / steam combined cycle power plants, e.g.
Single-wave or multiple-wave arrangements.
In a gas turbine power plant, a gas turbine is used only in combination with a generator. The step of recovering the exhaust gas enthalpy of the gas turbine is eliminated.
In order to improve the performance of a gas / steam combined cycle power plant or gas turbine power plant, several power increase measures have been developed. An example of such a power increase measure is the injection of water into the air inlet of the compressor of the gas turbine.
In today's power plants, the electrical output is controlled by a control system. In the case of a gas / steam combined cycle power plant, the output power is the sum of the contribution of the gas turbine and the contribution of the steam turbine. At high loads, the steam turbine is usually operated in sliding pressure mode. If the steam turbine is operated in the sliding pressure mode, the power output of the power plant is primarily determined by the operating conditions of the gas turbine. The control of the gas turbine operation is preferably carried out by means of a load / temperature controller. The load / temperature controller receives a load setpoint (e.g., a load setpoint manually input by the operator) and determines the manipulated variables of the gas turbine (e.g.
Pilot row position, turbine inlet mixing temperature (s), turbine outlet temperature (s)) to give the desired output power. The manipulated variables are usually varied in a predefined range and according to a given operating concept. In addition, the load / temperature controller can take into account additional operating limits. These limits typically result from limits for power plant process variables (e.g., maximum / minimum temperatures or pressures). The maximum output power (also referred to as nominal load) results when the manipulated variables assume their nominal values.
The power generated by the power plant is usually sold to a customer and delivered to the power grid for distribution. In order to be able to optimally plan the power production, it is advantageous for the power plant operator to know the maximum power generation capacity of the power plant. However, in a gas / steam combined cycle power plant or gas turbine power plant, the maximum power generation capacity is generally unknown because it is heavily dependent on the environmental conditions of the power plant (eg ambient temperature, ambient pressure, ambient humidity) and other variable factors such as fuel type and quality (eg calorific value ), Temperature condition of the power plant components, aging or pollution.
Today, the prior art does not provide a simple method (i.e., a low computational effort) on a real-time basis for accurately evaluating the maximum power generation capacity of a gas / steam combined cycle power plant or gas turbine power plant.
Knowledge of the maximum power generation capacity is not only valuable for planning, but also proves to be similarly useful when the power plant operator is commissioned by the customer (or contracted by the network authority) to keep a specified power capacity in reserve. Such a power reserve is needed, for example, to operate frequency support. The specification of a power reserve may include a request for the static reserve (e.g., providing a certain power capacity in megawatts) as well as a request to the transient (e.g., enabling the power capacity with a minimum average load gradient).
The specification of such a dynamic power reserve could be equivalently formulated as a desired power capacity and a maximum time in which to provide the desired power capacity.
Due to internal dynamics, a power plant is generally unable to instantly follow an increase in required power. If the steam turbine is operated in sliding pressure mode in a gas / steam combined cycle power plant, the response of the steam turbine is significantly slower than the response of the gas turbine. These different time constants must be taken into account explicitly if a specific power reserve is to be provided dynamically. Since the required load gradients can usually only be met by the gas turbine, it is generally necessary to keep in reserve a total capacity which is greater than the specified power reserve capacity.
From the document US-A-6 164 057 a controller has become known which is to operate a gas turbine such that a desired power capacity is kept in reserve. In this case, the Vorleitreihenposition is used as an indicator of the power reserve capacity of the gas turbine. The proposed controller continuously compares the actual Vorleitreihenposition with a setpoint, which corresponds to a desired power reserve capacity. A controller varies the fuel flow to the gas turbine to adjust the turbine output and thereby maintain the actual pilot row position at the setpoint corresponding to the desired power reserve capacity.
For the regulator known from US-A-6 164 057 the following significant shortcomings are identified:
Load components for frequency support are compensated asymptotically by the regulation of the lead row position. Consequently, the proposed method can be used exclusively in environments in which only short-term frequency support is required.
Due to the regulation of the pilot row position, the output power of the gas turbine generator is long-term independent of the predetermined load setpoint. Consequently, the gas turbine generator can not operate with a selectable load while the reserve capacity controller is active.
The lead row position is postulated as an indicator of the reserve capacity of the gas turbine.
It is believed that this relationship is relatively independent of disturbances, such as changing environmental conditions. The tracking of the lead row position must be comparatively slow, so that the control actions of the speed / load controller are not impaired. Disadvantage is that with this approach only low-frequency noise can be compensated.
Objects of the invention
An object of the present invention is to provide a method for evaluating the maximum power generation capacity of a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant.
Another object of the invention is the disclosure of a power generation system comprising a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant and a unit for evaluating the maximum power generation capacity of the power plant on a real time basis.
Another object of the present invention is to provide a novel method of operating a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant such that a specified dynamic power reserve is provided.
Another object of the invention is the disclosure of a power generation system comprising a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant and a control unit that operates the power plant to provide a specified dynamic power reserve.
Functional description of the invention
In the following, a functional description of the invention is given. The main features of the invention are shown in the schematic overview of FIG.
First, the method for evaluating the maximum power generation capacity of a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant will be described. According to the invention, this process consists essentially of the following steps:
<tb> (1a) <sep> Calculate the instantaneous output power (the expected output power at the current operating point) 113 and the expected maximum power generation capacity 112 on the basis of a mathematical model 111 of the gas turbine power plant or the gas / steam combined cycle power plant Input vector, which may include load / temperature control commands 211, measured disturbances 201, and power plant process measurements 203;
<tb> (1b) <sep> measuring the instantaneous output power of the gas turbine power plant or gas / steam combined cycle power plant;
<tb> (1c) <sep> compare the calculated instantaneous output power 113 and the measured output power 204 to derive a modeling error 124;
processing the modeling error 124 to produce a correction signal 125;
<tb> (1e) <sep> Apply 123 the correction signal 125 to the calculated maximum power generation capacity 112 to obtain a corrected evaluation of the maximum power generation capacity 126 of the gas turbine power plant or gas / steam combined cycle power plant.
The inventive method shows the structure of an observer. Available information at the input and output of the system (power plant) is used to evaluate the maximum power generation capacity, which is an internal system characteristic. The mathematical model 111 is preferably a dynamic and control-oriented representation of the process. In the generic case, the model takes into account commands from the load / temperature controller, the influence of measurable disturbances and the occurrence of operating limits. The load / temperature controller commands are used in the current output power calculation model. Measured disturbances are used in the model to evaluate the influence of various disturbances on the current output power and the maximum power generation capacity.
Power plant process measurements are used in the model to quantify the effect of different operating limits on maximum power generation capacity. The influence of unmeasured disturbances is taken into account in steps (1c), (1d) and (1e), whereby the separation of low-frequency effects and high-frequency effects is possible in step (1d). Hereinafter, exemplary embodiments are given with respect to steps (1a) to (1e).
In an exemplary embodiment, the input vector for the mathematical model 111 comprises the following signals:
the setpoint position of the pilot line, the setpoints of the turbine inlet mixing temperature (s); further
measured compressor inlet temperature, steam turbine condenser measured coolant temperature, fuel type information, fuel quality information, status of power enhancement measures; further
the measured compressor discharge temperature, the measured compressor discharge pressure and the measured turbine outlet temperature.
For the steps (1c) and (1e), two exemplary embodiments are given. According to a first embodiment, the quotient of the measured output power 204 and the calculated instantaneous output power 113 is formed in step (1c), resulting in a multiplicative modeling error 124. Then, in step (1e), the calculated maximum power generation capacity 112 is multiplied by the correction signal 125 to obtain a corrected evaluation of the maximum power generation capacity 126 of the gas turbine power plant and the gas / steam combined cycle power plant, respectively. According to a second embodiment, the difference of the measured output power 204 and the calculated instantaneous output power 113 is formed in step (1c), resulting in an additive modeling error 124.
In step (1e), the correction signal 125 is then added to the calculated maximum power generation capacity 112 to obtain a corrected evaluation of the maximum power generation capacity 126 of the gas turbine power plant or gas / steam combined cycle power plant.
In an exemplary embodiment of step (1d), the modeling error 124 is split into a low-frequency part and a high-frequency part by dynamic filtering, the low-frequency part being subsequently used as the correction signal 125.
In the following, the method for operating a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant, which enables the maintenance of a specified dynamic power reserve is described. According to the invention, the process consists essentially of the following steps:
(2a) using a rating 126 of the maximum power generation capacity of the gas turbine power plant or gas / steam combined cycle power plant as the reference load;
(2b) calculating a load offset 132 based on the dynamic power reserve specification, wherein the specification may include a request for the static reserve 221a and a request for the transient 221b;
(2c) calculating a load limit 135 as the calculated maximum power generation capacity 126 minus the load offset 132;
(2d) calculating a load limit 136 as the sum of the limit 135 and the desired power reserve capacity 221a;
(2e) applying the limit 135 as the upper limit of the predetermined load setpoint 222 to obtain a (limited) load setpoint signal 145;
(2f) selectively applying (switch 144) the boundary 136 as the upper limit of the load command 146 corresponding to the (limited) predetermined load setpoint 145 plus the frequency support load component 225;
(2g) Use the resulting load command 147 as the setpoint signal of a conventional load controller.
The inventive method for controlling a specified dynamic power reserve performs the control action on the hierarchy level of load commands. An evaluation of the maximum power generation capacity serves as a reference load. This value is preferably calculated according to the inventive method described above for evaluating the maximum power generation capacity of a gas turbine power plant or a gas / steam combined cycle power plant. When power reserve control is active, the default load setpoint is limited by an upper limit to ensure the specified dynamic power reserve. This approach allows operation of the plant with a selectable load, even if the power reserve control is active (provided that the preset load setpoint is less than the calculated load limit).
In addition, no assumptions about the temporal behavior of the grid frequency are necessary because the calculated load limits remain valid during active frequency support. The calculation of a load offset in step (2b) is required to account for any slow components in the system response. Slow shares that do not meet the dynamic power reserve specification must be kept above the specified static power reserve capacity.
For step (2b) an exemplary embodiment is given below. According to this embodiment, the load offset 132 is calculated based on a desired power reserve capacitance 221a, a request to the transient 221b (ie, a desired minimum average load gradient or a desired maximum time in which to provide the desired power reserve capacity), an input vector, the load / Temperature control commands 211, measured disturbances 201, and power plant process measurements 203, further based on the maximum power generation capacity estimate 126 and model assumptions. The desired power reserve capacity 221a may be specified as an absolute value (in megawatts) or as a fixed percentage of the maximum power generation capacity.
Brief description of the drawings
[0025]
<Tb> FIG. 1 <sep> shows in a signal flow diagram the main features of the invention;
<Tb> FIG. 2 <sep> in a signal flow diagram shows the internal structure of an exemplary embodiment of the present invention;
<Tb> FIG. 3 <sep> shows in a signal flow diagram the load / temperature control of a gas / steam combined cycle power plant with a first embodiment of the invention;
<Tb> FIG. 4 <sep> schematically shows the response of a gas / steam combined cycle power plant with the steam turbine in sliding pressure mode to a jump in the load setpoint.
Detailed description of the invention
In the following the invention will be described by means of an embodiment and in conjunction with the drawings. The mentioned example is an embodiment implemented for a combined cycle power plant with a gas turbine with sequential combustion. The inventive method for evaluating the maximum power generation capacity is explained below as part of the inventive method for controlling a specified dynamic power reserve.
In FIG. 2, a block diagram of the internal structure and an exemplary embodiment 100 of the power reserve control are shown. The power reserve control consists of four main units: a model calculation based unit 110, a measurement based correction unit 120, a power reserve load limit calculation unit 130, and a load limiting unit 140.
Key features of units 110, 120, 130 and 140 are the following:
- Unit 110: continuous calculation of the maximum power generation capacity of the power station 112
<EMI ID = 2.1>
and the current output of the power plant 113
<EMI ID = 3.1>
Unit 120: correction of the calculated maximum power generation capacity 112
<EMI ID = 4.1>
to compensate for the influence of unmeasured disturbances and modeling errors;
- Unit 130: calculation of power reserve load limits 135
<EMI ID = 5.1>
and 136 and
<EMI ID = 6.1>
Unit 140: processing of load limits 135 and 136. The resulting load command 147
<EMI ID = 7.1>
is fed to the input of a load regulator.
The unit 110 uses a mathematical process model 111. To ensure low computational effort, the mathematical model is control-oriented, i. E. a concise description of the system. Mathematical model 111 uses disturbance signals 201a (TK1) and 201b (TCLT), load control commands 211a (VIGV) and 211b (T / T2), fuel type 201c (FT), and power plant process measurements 203a, 203b and 203c ( TK2, pK2, TAT2) to the current output power of the power plant 112
<EMI ID = 8.1>
and the maximum power generation capacity 113
<EMI ID = 9.1>
to rate. From the comparison of the instantaneous (measured) output power 204 (Pcc) with the calculated value of the actual output power 113
<EMI ID = 10.1>
In the unit 120, a correction signal YMisc is determined.
This signal is then used to correct the calculated value 112
<EMI ID = 11.1>
used, resulting in an adapted rating 126
<EMI ID = 12.1>
the maximum power generation capacity of the power plant results. The rating 126
<EMI ID = 13.1>
is used internally, but also provided at the output of the power reserve controller. In 131, a load offset 132 becomes
<EMI ID = 14.1>
calculated and subsequently from the rated maximum power generation capacity 126
<EMI ID = 15.1>
subtracts 133. The resulting load signal 135
<EMI ID = 16.1>
is used in unit 140 as a load limit. The signal 136
<EMI ID = 17.1>
is calculated as the sum 134 of the limit 133
<EMI ID = 18.1>
and the desired power reserve capacity 221a
<EMI ID = 19.1>
It is used in unit 140 to set the load setpoint 147
<EMI ID = 20.1>
to limit 143.
The load range between the limits 135
<EMI ID = 21.1>
and 136
<EMI ID = 22.1>
is reserved for frequency support (component 225).
FIG. 3 schematically shows the integration of the first embodiment of the power reserve control (consisting of the units 110, 120, 130, 140) in the control logic of a gas / steam combined cycle power plant 200. The signals used by the power reserve control comprise the manipulated variables 211a (VIGV ) and 211b (7/72) of the load / temperature controller 210, information on the fuel type 201c (FT), the measurable disturbances 201a and 201b (TK1 and TCLT), the power plant process measurements 203 (TK2, pK2, TAT2), measured output power 204 (Pcc) and the desired power reserve capacitance 221a
<EMI ID = 23.1>
When power reserve control is active, the preset load reference 222 becomes
<EMI ID = 24.1>
to the load limit 135
<EMI ID = 25.1>
limited. This is achieved with the minimum value selector 141.
The resulting power capacity is provided for frequency support. The frequency support load component 225 is determined from a frequency deviation 223 ([Delta] f) and the gain of the proportional speed controller 224 (K). Component 225 is added at summing node 142. Frequency support is until the load limit reaches 136
<EMI ID = 26.1>
possible 143. The resulting load reference 147
<EMI ID = 27.1>
is finally fed to the load / temperature controller 210.
In the following paragraphs further details about the structure of the mathematical model, the calculation of the correction signal and the calculation of the required load offset are given.
According to the following exemplary embodiment of the mathematical model, the individual contributions of the gas turbine and the steam turbine to the total output power are evaluated separately. The quasi-static output of the gas turbine
<EMI ID = 28.1>
is given by the following equation:
<EMI ID = 29.1>
The parameter
<EMI ID = 30.1>
describes the nominal output power. This nominal output power is determined for predefined environmental and operating conditions. The three functions YTK1 (TK1), YVIGV (VIGV) and YTIT2 (TIT2) are used to scale the nominal output power. The first factor corrects the nominal output power for changing compressor inlet temperatures TK1. The factors YVIGV (VIGV) and YTIT2 (TIT2) approximate the relative impact on the gas turbine output of the pilot row position VIGV and the inlet mixing temperature of the low pressure turbine TIT2. The factors YVIGV (VIGV) and YTIT2 (TIT2) are functions of the fuel type FT used.
The quasi-static calculation (1) in the present embodiment is the mathematical model with a first order dynamic element with time constant
<EMI ID = 31.1>
extended to the calculated instantaneous gas turbine output power
<EMI ID = 32.1>
to obtain.
<EMI ID = 33.1>
In a gas / steam combined cycle power plant, the steam turbine output and the gas turbine output are coupled because the output of the steam turbine is a function of the enthalpy of the gas turbine exhaust gases. In the present embodiment of the model, the output of the steam turbine
<EMI ID = 34.1>
defined as the dynamic function of the manipulated variables VIGV and TIT2 and the coolant temperature of the steam turbine condenser TCLT- The total output power of the combined system
<EMI ID = 35.1>
is the sum of the output powers of the components.
<EMI ID = 36.1>
In order to evaluate the maximum power generation capacity, the nominal values of the signals VIGV and TIT2 must be known. During operation, these nominal values are continuously calculated by the load / temperature controller. The nominal value of VIGV may be a function of the type of fuel FT used, the compressor exit temperature TK2, and the compressor discharge pressure pK2. The nominal value of TIT2 may depend on the compressor inlet temperature TK1, the type of fuel FT used, the nominal position of VIGV, and the operating limit for the low temperature turbine exit temperature TAT2. Correlations between TK2, pK2, TAT2 and VIGV and between TAT2 and TIT2 were derived. These correlations are used in the model to predict the nominal values of VIGV and TIT2.
To the maximum power generation capacity
<EMI ID = 37.1>
These nominal values are then substituted in the model equations for VIGV and TIT2.
The output power of a power plant is subject to numerous disturbances, such as changing environmental conditions, changing operating conditions or transient system states. Some of these effects are not present in the model equations. To assess the effect of these disturbances, the instantaneous power output Pcc of the power plant is measured and compared with the model calculation. Assuming that the perturbations are "multiplicative", the modeling error is given by the following quotient:
<EMI ID = 38.1>
The quotient
<EMI ID = 39.1>
detects both high-frequency and low-frequency modeling errors. The high frequency part may e.g. derive from deviations in the modeled gas turbine load dynamics or be the result of measurement noise. Low frequency disturbances result from slow dynamic processes, e.g. thermal transients, aging or changing environmental conditions. The interferences are made by applying a filtering operation to the quotient
<EMI ID = 40.1>
split into low-frequency and high-frequency contributions. The low-frequency interferences are extracted as
<EMI ID = 41.1>
The parameter tadpt is the time constant of a low-pass filter. The frequency (2 [pi]. -Tadpt) <- 1> separates the "slow" from the "fast" interferences. The calculated maximum power generation capacity is corrected only with respect to slow disturbances. This correction is done by multiplying the calculated value
<EMI ID = 42.1>
with the correction signal YMisc,
<EMI ID = 43.1>
The resulting size
<EMI ID = 44.1>
is the adapted assessment of the maximum power generation capacity of the power plant.
The rated maximum power generation capacity is used as a reference load in the power reserve controller. From this reference load a required load offset is subtracted to obtain an upper load limit. The calculation of the load offset is based on the specification of the dynamic power reserve and on assumptions concerning the dynamic properties of the components involved. The power reserve specification usually includes a static reserve request as well as a transient request. In the present embodiment, the static requirement is defined in terms of a desired power reserve capacity in megawatts. The request to the transient is defined over a desired minimum average load gradient.
In FIG. 4, a response of the power plant output 401 to a jump in the load setpoint is outlined. Due to internal dynamics, the power plant can not immediately follow an increase in the required power. The power response consists of a fast portion 402 (contribution of the gas turbine) and a slow portion 403 (contribution of the steam turbine). Also shown in FIG. 4 are the power reserve specifications 410, 411a and 411b. The transient requirement (dictated by either a desired maximum time 411a or a desired minimum average load gradient 411b) requires the controller to maintain a power reserve 420 that is greater than the specified power reserve capacity 410.
In the present embodiment, it is assumed that the predetermined dynamic requirements can be met exclusively by the gas turbine. Accordingly, the load offset 420 follows
<EMI ID = 45.1>
when
<EMI ID = 46.1>
where [Delta] PPRC is the specified power reserve capacity 410,
<EMI ID = 47.1>
the contribution of gas turbine 402 and
<EMI ID = 48.1>
the contribution of the steam turbine 403 is.
The upper limit for the predetermined load setpoint is calculated as
<EMI ID = 49.1>
and the optional second limit for the load command follows as
<EMI ID = 50.1>
The invention is not limited to the embodiment described above. Modifications and changes may be made to the disclosed embodiment without departing from the invention as set forth in the claims.
nomenclature
(An integrating component of the application)
[0044]
<EMI ID = 51.1>