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Technischer Hintergrund der
Erfindung
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Die
Erfindung betrifft ein Überwachungs-
oder Kontrollsystem und ein Verfahren zur Erhöhung der vielseitigen betriebsmäßigen Einsatzfähigkeit
einer Dampfturbine bei Änderungen
der Umgebungstemperatur und/oder der Kondensatorkühlkapazität. Diese
Veränderungen
wirken auf die Dampfturbine dadurch zurück, dass sie den Abdampf- oder
Gegendruck des Systems verändern.
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Dampfturbinen
nehmen eingangsseitig Hochdruckdampf hoher Temperatur auf, der beim
Durchströmen
feststehender und beweglicher Reihen oder Kränze von Düsen und Schaufeln („Laufschaufeln”) expandiert,
um Wärmeenergie
in mechanische (Rotations-)Energie umzusetzen. Die Kombination einer
Dampfturbine mit einem elektrischen Generator erlaubt es elektrische
Energie zu erzeugen. 1 veranschaulicht ein typisches
Dampfturbinenkraftwerk. Wie in 1 dargestellt,
treibt eine Dampfturbine T einen elektrischen Generator G über einen
umlaufenden Rotor R an, auf dem Schaufeln oder Laufschaufeln B angeordnet
sind. Die Turbine besteht typischerweise aus einer Reihe von Stufen
S1...Sn, wobei die Stufe Sn die letzte Stufe der Turbine ist. Der
Dampfstrom durch die Turbine geht durch ein Steuerventil V, wobei
der Dampf durch Düsen oder
einen Leitapparat N auf die Laufschaufeln gerichtet wird. Die Kühlung (Luft
oder zirkulierendes Wasser) erfolgt durch einen Kondensator C. Dem
Fachmann ist bekannt, dass es üblich
ist, eine Gasturbine mit einer Dampfturbine zur Ausbildung einer
kombinierten Einheit zu verbinden. Eine solche Konfiguration weist
einen sehr hohen Wirkungsgrad auf, weil Dampf für die Dampfturbine aus der
thermischen Energie der Gasturbinenabgase erzeugt wird.
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Dampfturbinen
sind entweder kondensierend oder nicht kondensierend. Bei einer
Kondensationsdampfturbine wird durch die Konstruktion der letzten
Turbinenstufen und die Fähigkeit
des Kondensators C Abgaswärmeenergie
aufzunehmen ein empfohlener Auslassdruck festgelegt. Die Kühlfähigkeit
des Kondensators kann ein beschränkender
Faktor sein, wenn sie dazu führt,
dass das System nicht in der Lage ist, die maximale Dampfexpansion
in der Turbine T zu erreichen. Eine solche Beschränkung ist
besonders an heißen
Tagen (bei Luftkondensatoren) oder während Perioden, während denen
nur unzureichend Kühlwasser
zur Verfügung
steht (bei wassergekühlten
Kondensatoren) besonders einschneidend. Gewöhnlich treten diese Umstände zur
gleichen Zeit auf, zu der der elektrische Energiebedarf am größten und
der Verkaufspreis für
Elektrizität
am höchsten
ist, so dass die Beschränkungen
zu diesen Zeiten besonders schwer ins Gewicht fallen. Darüberhinaus
führt eine
beschränkte
Kühlkapazität zu höheren Gegendrücken, die
Kraftwerke dazu zwingen können,
ihre Stromabgabe zu reduzieren bis das Gegendruckniveau wieder zwischen
akzeptable Grenzwerte zurückfindet.
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Betriebsleiter
sind oft versucht in Spitzenbedarfszeiten im Hinblick auf die Leistungsanforderungen
mit höheren
als den empfohlenen Gegendrücken
zu arbeiten. Ein längerer
Betrieb mit höheren
als den empfohlenen Gegendrücken
führt aber
zu einem Schaufelverhalten, das die Wahrscheinlichkeit eines auf
aeromechanische Instabilitäten
zurückzuführenden
hochfrequenten Ermüdungsausfalls
wesentlich vergrößert. Selbst
ein kurzzeitiger Betrieb bei höheren
als den normalen Gegendrücken
kann zu irreversiblen, kumulativen Schaufelermüdungserscheinungen führen, die
es erforderlich machen können,
die Turbine zur Reparatur außer
Betrieb zu nehmen. Ein typischer Gegendruckbereich eines Dampfturbinenkraftwerks
liegt bei Verwendung eines wassergekühlten Kondensators C bei etwa
1,0 bis 3,0 inches Hg. Bei Anlagen mit Luftkondensatoren erhöht sich dieser
Bereich auf 3,0 bis 5,5 inches Hg. Bei fast konstantem Dampfstrom
kann der Gegendruck an Tagen, an denen nur beschränkte Kühlung oder
hohe Umgebungstemperaturen auftreten, auf das Doppelte dieser Werte ansteigen.
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Da
ein Betrieb mit höheren
Gegendrücken
bedeutet, dass die Dampfturbine außerhalb ihrer Konstruktionsgrenzen
arbeitet, ist in der Turbine T ein Rückmeldungssystem vorgesehen,
um einen Betrieb unter unsicheren Bedingungen zu verhüten. Die
Rückmeldung
beinhaltet eine Kombination von Alarmanzeigen und Abschaltansprechwerten,
die bewirken, dass die Turbine T „vom Netz” genommen wird. Insbesondere
weicht mit zunehmendem Auslass- oder Gegendruck der Auftreffwinkel
des Dampfstroms beträchtlich
von einem optimalen Winkelwert ab. Dies ruft eine Strömungstrennung
in der Turbine hervor, die zu einer starken Laufschaufelerregung,
einem Schwingungszustand und der Möglichkeit eines Laufschaufelausfalls führt. Abschaltansprechwerte
basieren gegenwärtig
auf dem statischen Gegendruck, der gemäß allgemein gültigen Betriebsregeln
gemessen wird. Die Schutzmaßnahmen
verhindern aeromechanische Instabilitäten wie Strömungsabriss an den Laufschaufeln,
Flattern und Rütteln.
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Überwachungssysteme
für Dampfturbinen
benutzen zur Zeit feste Ansprechwerte des Gegendrucks, um vor aeromechanischen
Instabilitäten
zu schützen.
Die empfohlenen Ansprechwerte basieren auf der jeweiligen Turbinenart,
der Laufschaufelkonstruktion und der Laufschaufelgröße. Ein
Nachteil derartiger Überwachungssysteme
liegt darin, dass die Ansprechwerte für die Alarmgabe und die Abschaltung
lediglich auf statischen Druckpegeln beruhen und damit eher konservativ
sind. Turbinenabdampfdruckbegrenzungen minimieren die Möglichkeit
von Schadensfällen
bei hochfrequenten Schaufelblatt- oder Laufschaufelzyklen, die durch Strömungsstörungen oder
aeromechanische Instabilitäten
hervorgerufen werden. 2 zeigt eine schematische Darstellung
eines repräsentativen Überwachungssystems
S. Die Ansprechwerte sind hier durchweg eine Funktion der Abdampfströmungsgeschwindigkeit
und typische Werte liegen zwischen 4 bis 10 inches Hg Unterdruck.
Bei einer Annäherung
an diese Grenzwerte wird ein Alarm ausgelöst, um den Bediener zu warnen und
ihn zu veranlassen geeignete Maßnahmen
zu ergreifen, um den Gegendruck abzusenken. Der Bediener kann z.
B. die Last verringern oder die Kondensatorkühlwirkung erhöhen. Falls
keine Abhilfe erfolgt, führt
eine weitere Zunahme des Gegendrucks (um etwa zwischen 1 bis 2 inches
Hg) dazu, dass das Überwachungssystem
die Dampfturbine abschaltet und sie vom Netz nimmt. 3 veranschaulicht
ein üblicherweise
verwendetes Überwachungsschema.
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Bei
Gasturbinen ist aus der
US
4,218,878 A ein Überwachungssystem
zum Schutz der Gasturbine gegen einen schadens verursachenden Betrieb
bei Resonanzdrehzahlen bekannt, bei dem ein vorgegebenes Drehzahlprofil
während
des Anlaufs fortwährend
mit der jeweiligen Turbinendrehzahl während des Anlaufs verglichen
wird und sodann ein Vergleich des jeweiligen Differenzwertes mit
einem Alarmgabe- und Auslösewertpunkt
stattfindet. Bei einem anderen, in der
US-A 3,935,585 beschriebenen Überwachungssystem
des Betriebs eines Turbinentriebwerks sind Drucksensoren in dem
Strömungsweg
strömungsabwärts von
dem Gebläse
angeordnet, die auf in dem Luftstrom auftretende Druckänderungen
ansprechen. Als Funktion eines Nennbetriebs-Druckpegels wird ein
Auslösepegel
festgelegt, der mit dem Pegel eines gemessenen Hochfrequenzdrucksignals
verglichen wird. Wenn die Amplitude des hochfrequenten Drucks den
Auslösepegel übersteigt,
wird ein Alarmsignal abgegeben.
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Es
besteht gegenwärtig
ein Bedürfnis
nach Dampfturbinen, die über
einen weiten Gegendruckbereich, insbesondere bei hohen Gegendrücken, arbeiten
können.
Das Problem besteht darin, den zulässigen Betriebsbereich für eine Kondensationsdampfturbine
durch verbesserte Mittel zur Erzielung eines Gegendruckschutzes
zu vergrößern. Außerdem ist
es wichtig für
die Dampfturbinenschaufeln einen aeromechanischen Schutz zu schaffen,
ohne dass die betriebsmäßige Leistungsfähigkeit
der Turbine übermäßig beeinträchtigt würde.
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Kurze Zusammenfassung der
Erfindung
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Die
vorliegende Erfindung betrifft Kondensationsdampfturbinen, bei denen
der Auslassdruck unter dem Atmosphärendruck oder auf einem Unterdruck
(Vakuum) gehalten ist. Wie bereits erwähnt, liegen typische Betriebsgegendrücke in einem
Bereich von etwa 1 bis 5 inches Hg Unterdruck. Ein erfindungsgemäßes Kontrollsystem
steuert den Betrieb einer Dampfturbine. Sensoren messen dynamische
Druckpegelverände rungen
in der letzten Stufe der Turbine. Ein Sensorsignal wird in ein Frequenzsignal
umgewandelt, während ein
Komparator die Druckpegel bei verschiedenen Frequenzen, wie sie
durch das Frequenzsignal angegeben werden, mit einer Matrix von
Grenzwerten vergleicht, die sowohl einen Alarmsignalgrenzwert als
auch einen Auslöse-
oder Abschaltsignalgrenzwert beinhalten. Das Kontrollsystem übermittelt
einem Bediener der Dampfturbine ein Alarmsignal, wenn der Vergleich
anzeigt, dass eine Alarmgrenze überschritten
wurde oder es nimmt die Dampfturbine vom Netz, wenn eine Überschreitung
eines Abschaltsignalgrenzwerts aufgetreten ist. Dies geschieht,
um Schaden von der Dampfturbine abzuwenden. Das Kontrollsystem hält die Dampfturbine
aber im Betrieb, wenn keine von den Sensoren ermittelten aeromechanischen
Störungen
oder Instabilitäten
aufgetreten sind.
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Eine
solche Vorgangsweise gestattet es der Turbine über einen weiteren Bereich
von Gegendrücken zu
arbeiten, wobei Schutzmaßnahmen
lediglich dann eingeleitet werden, wenn unzulässige Beanspruchungsamplituden,
die durch die sich daraus ergebenden örtlichen dynamischen Druckpulsationen
gemessen werden, auftreten und schafft eine betriebsmäßige Anpassungsfähigkeit
der Dampfturbinen über
einen weiten Gegendruckbereich. Dadurch, dass eine größere betriebsmäßige Anpassungsfähigkeit
zur Verfügung
steht, kann ein Anlagenbediener nun auch unter höheren Kondensatordrücken Energie
mit voller Anlagenkapazität
erzeugen. Da dies normalerweise zu Zeiten von Spitzenleistungsbedarf
und höheren
Elektrizitätspreisen
auftritt, kann der Benutzer nicht nur ausreichend Leistung zur Verfügung stellen,
um den Bedarf zu decken, sondern er kann auch eine höhere Rendite
aus der Energieerzeugung erzielen.
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Die
vorliegende Erfindung ist sowohl für transiente Vorgänge als
auch für
Dauerbetrieb von Vorteil. Beispiels weise während eines transienten Lastabwurfs
(Trennschalteröffnung)
in einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage tritt eine mehrere
Minuten dauernde Zeitspanne auf, während der Dampf weiter in die Turbine
einströmt,
aber der Generator nicht in der Lage ist die Energie in elektrischen
Strom umzuwandeln. Die Dampfturbine arbeitet weiter, aber mit einer
geringfügig
erhöhten
Drehzahl über
dem Wert, der von dem Steuersystem der Turbine normalerwiese zugelassen
ist. Zu diesem Zeitpunkt steigt der Kondensatorgegendruck auf einen
Pegel an, auf dem die gebräuchlichen Überwachungseinrichtungen
die Einheit (abhängig
von der Größe des Kondensators
C und des Umfangs der überschüssigen Kühlkapazität) möglicherweise
abschalten. Die erfindungsgemäße Verwendung
von dynamischen Drucksensoren ermöglicht nun einen fortgesetzten Betrieb
ohne Abschaltung unter der Voraussetzung, dass keine aktuellen aeromechanischen
Störungen
oder Instabilitäten
aufgetreten sind. Sobald das Problem, das den Lastabwurf ausgelöst hat,
gelöst
ist, können
das System wieder synchronisiert, der Generatortrennschalter wieder
geschlossen und die Anlage wieder in Betrieb genommen werden.
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Die
vorstehenden und andere Aufgaben, Merkmale und Vorteile der Erfindung
wie auch deren gegenwärtig
bevorzugte Ausführungsformen
werden aus der nachfolgenden Beschreibung im Zusammenhang mit der
beigefügten
Zeichnung leichter verständlich.
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Kurze Beschreibung der verschiedenen
Darstellungen der Zeichnung
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In
der beigefügten
Zeichnung, die ein Teil der Beschreibung bildet, ist:
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1 eine
vereinfachte Veranschaulichung einer Dampf turbine;
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2 eine
vereinfachte Darstellung eines Überwachungssystems
der Turbine während
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3 ein
von dem Überwachungssystem
verwendetes gebräuchliches
Gegendrucksteuerschema veranschaulicht;
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4 eine
Veranschaulichung eines erfindungsgemäßen Überwachungssystems zur Kontrolle
des Betriebs der Turbine;
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5 ein
Diagramm zur Veranschaulichung eines repräsentativen dynamischen Drucksignals,
gemessen in Abhängigkeit
von der Zeit;
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6 ein
Diagramm zur Veranschaulichung eines dynamischen Druckspektrums;
und
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7 eine
perspektivische Ansicht dynamischer Drucksensoren, wie sie bei dem
erfindungsgemäßen Überwachungssystem
Verwendung finden.
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Entsprechende
Bezugszeichen bezeichnen in den verschiedenen Figuren der Zeichnung
jeweils entsprechende Teile.
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Beschreibung der bevorzugten
Ausführungsform
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Die
nachfolgende detaillierte Beschreibung veranschaulicht die Erfindung
lediglich beispielhaft und nicht in irgendeiner beschränkenden
Weise. Die Beschreibung setzt den Fachmann instand, die Erfindung
herzustellen und zu benutzen; sie beschreibt verschiedene Ausführungsformen,
Anwendungen, Abwandlungen, Alternativen und Einsatzmöglichkeiten der
Erfindung, einschließlich
dessen, was gegenwärtig
als die beste Art der Ausführung
der Erfindung erscheint. Entsprechend der Erfindung und wie in 4 dargestellt,
ist ein erfindungsgemäßes Dampfturbinenkontroll-
und -überwachungssystem
allgemein mit 10 bezeichnet. Erfindungsgemäß sind ein
oder mehrere dynamische Drucksensoren 12 rings um den Umfang
der die letzte Stufe S einer Turbine T bildenden Beschaufelung B
angeordnet. Die Signalgeber, wie sie etwa bei 12a und 12b in 7 angedeutet
sind, erfassen den Druckpegel oder die Druckamplitude in diesem
Turbinenbereich während des
Betriebs. Da die Sensoren dynamische Drucksensoren sind, erfassen
sie aeromechanische Instabilitäten, die
für die
Turbinenlaufschaufeln schädlich
sind.
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Die
Ausgangswerte des jeweiligen Druckpegelsensors werden als Eingangswerte
dem Kontrollsystem 10 zugeführt. In 5 veranschaulicht
ein Diagramme eine exemplarische Ausgangsgröße des von einem Druckpegelsensor 12 in
Abhängigkeit
von der Zeit gemessenen dynamischen Drucks. Das zeitabhängige Drucksignal
Ps wird als Analogsignal der in 5 dargestellten
Art übertragen.
Die Sensorsignale werden einem Analog-/Digitalwandler (ADSC) 13 zugeführt, bei
dem die Eingangsgröße in ein
digitales Signal Es umgewandelt wird, das als Eingangsgröße einem
Spektrumanalysator (DS) 14 zugeführt wird. Hier wird das Signal
seinerseits in ein Frequenzsignal Fs umgewandelt. Ein zu diesem
Zwecke üblicherweise
verwendeter Algorithmus ist eine schnelle Fouriertransformation
(FFT). 6 veranschaulicht einen repräsentativen Druckausgangswert
in Abhängigkeit
von der Frequenz.
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Das
Turbinenkontrollsystem 10 nimmt nun das Frequenzsignal
Fs von dem Analysator 14 ab und führt es als Eingangswert einem
Komparator (COMP) 16 zu. Der Komparator 16 vergleicht
die Druckpegel bei verschiedenen Frequenzen (wie sie durch das Signal
Fs wiedergegeben sind) mit einer Matrix von Grenzwerten, die in
dem Komparator gespeichert ist und sowohl Alarm- als auch Abschalt-
oder Auslösesignalegrenzwerte enthält. Bei
einer Ausführungsform
der Erfindung benutzt das System 10 einen einzigen dynamischen
Druckpegelsensor 12. Bei dieser Ausführungsform könnte die
Alarmgabe so eingestellt werden, dass sie auslöst, wenn der Druckpegel in
der letzten Stufe Sn der Turbine bspw. etwa 0,5 psi übersteigt.
Der Abschaltansprechwert kann in dem Steuersystem so bestimmt werden,
dass er Schutz für
die Turbinenlaufschaufeln B bietet und könnte bspw. auf 0,75 psi eingestellt
sein.
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In
Ergänzung
dieser Ausführung
werden zur Erzielung einer größeren Betriebsfrequenz
Alarm- und Abschaltwerte als Funktion spezieller Frequenzbereiche
eingestellt. Turbinenkonstrukteure bestimmen üblicherweise die Resonanzfrequenzen
der in einer Turbine eingesetzten Laufschaufeln B. Spezielle, allgemein bekannte
Vorgangsweisen beinhalten eine erste Tangentialmethode und eine
erste axiale Hin- und Herbewegungsmethode. Beides ist in
6 angedeutet.
Ein Überwachungsplan
kann dann wie folgt definiert werden:
| Frequenzbereich
(Hertz) | Alarmpegel
(psi) | Abschaltpegel
(psi) |
| 0–100 | 0,20 | 0,40 |
| 100–1000 | 0,15 | 0,30 |
| 1000–5000 | 0,10 | 0,20 |
| > 5000 | 0,15 | 0,25 |
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Für den Fachmann
versteht sich, dass diese Pegel lediglich Bezugswerte darstellen.
Ein Turbinenkonstrukteur wird basierend auf einer Anzahl von Faktoren,
einschließlich Materialeigenschaften,
Resonanzcharakteristika, Erregungsquellen und Dämpfungseffekten die tatsächlichen
Ansprechgrenzwerte festsetzen.
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Bei
einer zweiten Ausführungsform
werden mehrere dynamische Druckpegelsensoren 12 rings um den
Umfang der Turbinenstufe Sn angeordnet, um eine größere Zuverlässigkeit
zu erzielen. Dabei wird eine zwei-von-drei-artige Logik so eingesetzt,
dass ein auf den Ausfall eines der Sensoren zurückzuführendes Schutz auslösendes Ansprechen
verhütet
wird. Die Sensoren sind in Druckkanälen 18 angeordnet,
die rings um den Umfang eines Turbinengehäuses 160 an Axialstellungen
angeordnet sind, die mit dem jeweiligen Ort der Laufschaufeln der
letzten Turbinenstufe Sn zusammenpassen. Wie in 7 dargestellt,
weisen die handelsüblich
käuflichen
Druckpegelsensoren Gewindeanschlussstücke (wie sie bei 22 angedeutet
sind) zum Anbringen der Sensoren an dem Turbinengehäuse auf.
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Aus
dem Vorstehenden geht hervor, dass verschiedene Aufgaben der Erfindung
gelöst
und weitere vorteilhafte Ergebnisse erzielt werden. Da bei den oben
beschriebenen Konstruktionen verschiedene Änderungen vorgenommen werden
können,
ohne den Schutzbereich der Erfindung zu verlassen, soll der ganze
in der vorstehenden Beschreibung enthaltene oder in der beigefügten Zeichnung
dargestellte Gegenstand lediglich zur Veranschaulichung dienend
und nicht in einem beschränkenden
Sinne verstanden sein.