EP1437484A1 - Verfahren zur Primärregelung für ein Netz - Google Patents

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EP1437484A1
EP1437484A1 EP03090409A EP03090409A EP1437484A1 EP 1437484 A1 EP1437484 A1 EP 1437484A1 EP 03090409 A EP03090409 A EP 03090409A EP 03090409 A EP03090409 A EP 03090409A EP 1437484 A1 EP1437484 A1 EP 1437484A1
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EP
European Patent Office
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power
primary control
power plant
network
mhz
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EP03090409A
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EP1437484B1 (de
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Rüdiger Gudat
Klaus Schönherr
Heinz Schäfer
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Vattenfall Europe Generation AG and Co KG
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Vattenfall Europe Generation AG and Co KG
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting

Definitions

  • the invention relates to a method for primary control for a network, wherein individual Power plant blocks in modified sliding pressure operation (throttled turbine inlet valves) and pure sliding pressure operation (fully open turbine inlet valves) Feed primary control energy into the grid.
  • a method and a device for primary control of a steam power plant block is also known.
  • the energy content of selected energy storage units in the power plant block and the change in energy content over time are then continuously determined. If necessary, the energy stores are activated in a selected order.
  • the power plant's own requirements are changed. Additional steam is provided by water injection into the high pressure and reheater area. Also listed is the possibility of influencing the steam removal of the preheaters from the turbine by regulating the condensate flow.
  • DE 43 44 118 describes a method and a device for control and control of steam power plant performance using a condensate stop. It is to be ensured that a power reserve that can be activated quickly to correct a mains frequency drop even during the correction a ramp-like increase in the power setpoint is available.
  • the process works with a controlled and regulated use of the so-called turbine reserve and the one that can be used due to the condensate stop Energy to increase performance only for primary frequency support. Doing so due to condensate stop only an absolutely necessary part of the performance, applied, exactly the one that is not applied by opening the turbine control valves becomes.
  • the invention has for its object a method for compensating Specify network frequency dips, which enables the network requirements to comply with the Deutsche Verbundippo, the power plant blocks can be operated with minimal losses in efficiency.
  • the activated condensate build-up and bleed steam stop must be designed after a time t 2 - t 1 of approx. 6 to 8 min. to abolish and compensate this primary control power by increasing the steam boiler power, the block involved in the primary control. So that the upper load of the block is not exceeded or reached, which would automatically lead to an undesired reduction in power, it is necessary to set a power of the block reduced by the primary control power amount to the upper operating point of the block. For the boiler control, this means at the same time an override of the combustion heat output, so that the equivalent primary control output amount from the condensate stop and / or bleed steam accumulation after t 2 - t 1 of approx. 6 to 8 min. can be compensated.
  • a revenue-effective use of the reserve payment is made for primary control power on the blocks with activated condensate accumulation and tapping steam stop by means of a staggered frequency-dependent Commissioning of pumped storage turbines achieved. This is the realized frequency-dependent override of the fuel heat output in the operating mode Condensate build-up and steam tap stop avoided and the mobile upper operating point of the power plant units by the amount of the reserve power increased for primary control power. This leads to a higher electrical Performance and work utilization.
  • a company that provides electrical energy and feeds it into a network has various power plant units (coal-fired power plants, pumped storage power plants) to disposal. These are combined into functional units.
  • the operating modes of the functional units (power plant blocks) DR (1) to DR (n); KA (1) to KA (m) and PS (1) to PS (p) are switched according to FIG. 3, so that they participate in the grid frequency control (primary control).
  • the variables n, m and p denote a number of the respective functional units.
  • the functional units DR (1) to DR (n) work with a reduced power, which corresponds to the equivalent of - 40 mHz. In coal-fired power plants, this is done by throttling the turbine inlet valves accordingly.
  • the functional units KA (1) to KA (m), i.e. coal-fired power plants that are operated in pure sliding pressure mode, work in the nominal power range without performance reserve, but with an effective frequency control component from - 40 mHz to - 200 mHz and an activatable power component through the condensate accumulation mode and / or tap steam stop, which corresponds to the equivalent of - 40 mHz to - 200 mHz.
  • the functional units PS (1) to PS (p) are in total with a reserve power in frequency and time-dependent reserve position, which is the activatable power component of the functional units KA (1) to KA (m), i.e. the equivalent of - 40 mHz to - 200 mHz.
  • the functional units DR (1) to DR (n), KA (1) to KA (m) and PS (1) to PS (p) are activated as a unit for controlling this quasi-steady-state frequency deviation, with frequency deviations in the network from 0 to - 40 mHz with the power station blocks DR (1) to DR (n) operated by throttling the turbine inlet valves, the quasi-stationary frequency deviation is corrected, from a quasi-steady-state frequency deviation in the network from - 40 mHz to - 200 mHz the power station blocks KA (1) to KA (m ) can be used with pure sliding pressure for the provision of primary control power.
  • the regulations of the functional units DR (1) to DR (n) react in such a way that by canceling the throttling of the turbine inlet valves and using the storage capacity of the water-steam system until the enlarged virtual steam flow becomes effective by increasing the fire output of the relevant one, which is caused by the regulations Coal-fired power plant units in the time interval t 5 - t 0 a power sum is activated according to the dynamic requirement of the grid code (curve 1 in FIG. 2).
  • the power when the primary control is used in the power plant units operated with pure sliding pressure operation is provided by the operating mode condensate accumulation and / or bleed steam stop, without additionally providing power for the provision of primary control power.
  • the controls of the functional units KA (1) to KA (m) react in such a way that by initiating the condensate stop and / or tapping congestion mode without increasing the fire power in the time interval t 2 - t 0, a power sum is activated according to the dynamic requirement of the grid code (curve 2 in FIG. 2).
  • the service is provided by increasing the steam throughput through the turbine due to the interruption of the tapping mass flow for preheating condensate (tapping steam stop) and using the energy content of the feed water tank (condensate accumulation) for a limited time (curve 3 in Figure 2).
  • the method is also characterized in that the higher power component for carrying out the refilling process is chosen so large that in the time interval t 6 -t 5 less than or equal to 15 min.
  • the primary control power from the power plant blocks operated with condensate accumulation and / or tapping steam is made available again.
  • the controls of the functional units KA (1) to KA (m) work in such a way that after a defined time t 2 from the initiation of the condensate stop and / or tap congestion mode, this measure is deactivated and the power is returned to the initial value by time t 3 becomes (curve 2 in Figure 2).
  • pump storage capacity becomes available at the defined time t 2 after the occurrence of the network-side fault activated in such a way that equivalent to the reduction in performance of the functional units KA (1) to KA (m) by the withdrawal of the condensate stop operating mode and / or the tapping congestion at time t 2 a power increase of equivalent - 40mHz to - 200mHz occurs, plus a proportionately higher power, which from time t 3 corresponds to the amount of power reduction of the functional units KA (1) to KA (m) by initiating the refill process:
  • the functional units KA (1) to KA (m) are combined with the functional units PS (1) to PS (p) meet the requirements of the grid code.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Primärregelung für ein Netz, wobei einzelne Kraftwerksblöcke im modifiziertem Gleitdruckbetrieb (angedrosselten Turbineneinlassventile) und reinem Gleitdruckbetrieb (voll geöffnete Turbineneinlassventile) Primärregelenergie in das Netz einspeisen. Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Ausgleich von Netzfrequenzeinbrüchen anzugeben, welches es ermöglicht, die Netzanforderungen der Deutschen Verbundgesellschaft einzuhalten, wobei die Kraftwerksblöcke mit minimalen Wirkungsgradverlusten betrieben werden. Dies wird erfindungsgemäß dadurch erreicht, dass mehrere Kraftwerksblöcke eines Unternehmens als Einheit zur Ausregelung von quasistationären Frequenzabweichungen von +/- 200 mHz für das Netz zusammengefasst aktiviert werden, wobei bei quasistationären Frequenzabweichungen im Netz von + 40 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von +/- 40 mHz bis +/- 200 mHz die Kraftwerksblöcke mit reinem Gleitdruckbetrieb für die Bereitstellung der Primärregelleistung eingesetzt werden. <IMAGE>

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Primärregelung für ein Netz, wobei einzelne Kraftwerksblöcke im modifizierten Gleitdruckbetrieb (angedrosselten Turbineneinlassventile) und reinem Gleitdruckbetrieb (voll geöffnete Turbineneinlassventile) Primärregelenergie in das Netz einspeisen.
Zum störungsfreien Betrieb, aber auch im Fall des Abweichens vom Normalbetrieb eines elektrischen Netzes sind an die an das Netz angeschlossenen Kraftwerke bestimmte Anforderungen zu stellen.
Dies betrifft insbesondere die sogenannte Primärregelung innerhalb des Netzes, nach der im Sekundenbereich durch die beteiligten Kraftwerke im Falle einer Störung (z. B. Leistungseinbruch und damit verbundener Frequenzeinbruch) zur Herstellung des Normalbetriebs Leistungsreserven aufgebracht und in das Netz eingespeist werden müssen.
Die genauen Anforderungen werden durch die DVG (Deutsche Verbundgesellschaft) geregelt und sind auch unter dem Namen "Gridcode" bekannt. Danach hat eine in das Netz einspeisende Erzeugereinheit mindestens 2 % seiner Nennleistung für die Primärregelung in einer Zeitspanne von 30 s zusätzlich zu aktivieren. Diese Leistungssteigerungen sind linear bereitzustellen.
Es ist bekannt, die Einlassventile einer Turbine in einer gedrosselten Stellung zu halten, um bei entsprechenden Frequenzabweichungen durch sofortiges Öffnen der Einlassventile die Dampfreserve des Dampferzeugers nutzen zu können, um der Frequenzabweichung entgegenzuwirken. Ein wesentlicher Nachteil dieser Fahrweise ist der enorme Wirkungsgradverlust durch die Drosselwirkung an den Einlassventilen. Dieser fällt um so höher aus, je größer die Nennleistung der Turbine ist.
Eine weitere bekannt Möglichkeit, Leistung in relativ kurzer Zeit zu mobilisieren, ist die Methode des Kondensatstaus, meist in Kombination mit einem Anzapfdampfstopp. Muss eine Frequenzabweichung korrigiert werden, wird der Kondensatstrom unterbrochen sowie in den Anzapfleitungen der Turbine zu den Vorwärmern des Kondensats vorhandene Klappen geschlossen.
Der so nicht benötigte Dampf für die Vorwärmung des Kondensats steht nunmehr einer Leistungserhöhung der Turbine zur Verfügung.
Aus der DE 197 50 125 A1 ist weiterhin ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Primärregelung eines Dampfkraftwerksblocks bekannt.
Danach werden die Energieinhalte ausgewählter Energiespeicher des Kraftwerksblocks sowie die zeitliche Änderung der Energieinhalte fortwährend ermittelt. Gegebenenfalls werden die Energiespeicher in ausgewählter Reihenfolge aktiviert. So werden durch Änderung des zwischen Kondensatbehälter und Speisewasserbehälter fließenden Speisewasserstroms der Eigenbedarf des Kraftwerks geändert. Durch Wassereinspritzung in den Hochdruck- und Zwischenüberhitzerbereich wird zusätzlicher Dampf bereitgestellt. Ebenfalls aufgeführt wird die Möglichkeit, durch Regelung des Kondensatstromes die Dampfentnahme der Vorwärmer aus der Turbine zu beeinflussen.
Die DE 43 44 118 beschreibt ein Verfahren und eine Einrichtung zur Steuerung und Regelung der Dampfkraftwerksleistung unter Einsatz von Kondensatstopp. Es soll sichergestellt werden, dass eine schnell aktivierbare Leistungsreserve zum Ausregeln eines Netzfrequenzeinbruchs auch während des Ausregelns einer rampenförmigen Erhöhung des Leistungssollwertes zur Verfügung steht. Das Verfahren arbeitet mit einem gesteuerten und nachgeregeltem Einsatz der sogenannten Turbinenstellreserve und der durch Kondensatstopp einsetzbaren Energie zur Leistungserhöhung nur zur Primärfrequenzstützung. Dabei wird durch Kondensatstopp nur ein unbedingt nötiger Teil der Leistung, aufgebracht, genau der, welcher nicht durch Auffahren der Turbinenregelventile aufgebracht wird.
Beide Schutzrechte beschreiben die Primärregelleistungsbereitstellung für nur einen Kraftwerksblock.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Ausgleich von Netzfrequenzeinbrüchen anzugeben, welches es ermöglicht, die Netzanforderungen der Deutschen Verbundgesellschaft einzuhalten, wobei die Kraftwerksblöcke mit minimalen Wirkungsgradverlusten betrieben werden.
Dies wird erfindungsgemäß dadurch erreicht, dass mehrere Kraftwerksblöcke eines Unternehmens als Einheit zur Ausregelung von quasistationären Frequenzabweichungen von +/- 200 mHz für das Netz zusammengefasst aktiviert werden, wobei bei quasistationären Frequenzabweichungen im Netz von + 40 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von +/- 40 mHz bis +/- 200 mHz die Kraftwerksblöcke mit reinem Gleitdruckbetrieb für die Bereitstellung der Primärregelleistung eingesetzt werden.
Vorteilhafterweise wird die Leistung beim Eingreifen der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken allein durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp bereitgestellt, ohne für die Primärregelung zusätzlich Leistung vorzuhalten.
Weiterhin ist es vorteilhaft, dass die bei Eingreifen der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruck betriebenen Kraftwerksblöcken durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp erbrachte Primärregelleistung nach anlagenbedingter Aufhebung der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp durch frequenzabhängige Inbetriebnahme von ebenfalls in das Netz elektrische Energie einspeisende Pumpspeicherturbinen eines Pumpspeicherkraftwerkes erbracht wird, wobei mit der Inbetriebnahme der Pumpspeicherturbinen eine anteilmäßig höhere Leistung bereitgestellt wird, als zum Ausgleich der quasistationären Frequenzabweichung notwendigen Leistung. Dieser höhere Leistungsanteil wird zum Durchführen eines Refillvorganges an den mit reinen Gleitdruck betriebenen Kraftwerksblöcken in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp verwendet. Die Höhe des Leistungsanteils zum Durchführen des Refillvorganges wird so groß gewählt, dass innerhalb von 15 min. nach Erreichen der Sollfrequenz im Netz die Leistung der Primärregelung aus den in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp betriebenen Kraftwerksblöcken erneut bereitgestellt wird.
Von der bisher üblichen Verfahrensweise, alle Kraftwerksblöcke eines Unternehmens jeweils mit der Methode der gedrosselten Turbineneinlassventile für die kurzzeitige Leistungsbereitstellung und für die weitere Leistungsanforderung den Kondensatstau/Anzapfdampfstopp einzusetzen, ist es erfindungsgemäß vorteilhaft, die Kraftwerksblöcke eines Unternehmens mit geringerem Arbeitsvermögen generell bei der Primärregelung im Bereich der Frequenzabweichung im Netz von + 40 bis - 40 mHz einzusetzen, die Kraftwerksblöcke mit höherem Arbeitsvermögen erst bei Frequenzabweichungen im Netz von +/- 40 bis +/- 200 mHz für die Primärleistungsregelung zum Einsatz zu bringen. Der damit verbundene Vorteil ist um so höher, je mehr Kraftwerksblöcke mit hohem Arbeitsvermögen von der Fahrweise mit angedrosselten Turbineneinlassventilen befreit werden können.
Die Primärregelung wird an diesen Blöcken nunmehr ausschließlich über den Kondensatstau/Anzapfdampfstopp realisiert, was zu keinen Wirkungsgradverlusten, wie sie durch die Androsselung der Turbineneinlassventile gegeben sind, führt.
Bei Abfall der Frequenz zwischen - 40 bis - 200 mHz ist es erforderlich, den aktivierten Kondensatstau und Anzapfdampfstopp auslegungsbedingt nach einer Zeit t2 - t1 von ca. 6 bis 8 min. aufzuheben und diese erbrachte Primärregelleistung durch eine Erhöhung der Dampfkesselleistung, des an der Primärregelung beteiligten Blockes, zu kompensieren. Damit die obere Kannlast des Blockes nicht überschritten bzw. erreicht wird, was automatisch zu einer ungewollten Leistungsabsenkung führen würde, ist es erforderlich, eine um den Primärregelleistungsbetrag reduzierte Leistung des Blockes zum oberen Arbeitspunkt des Blockes einzustellen.
Für die Kesselregelung bedeutet dies, gleichzeitig eine Übersteuerung der Feuerungswärmeleistung vorzugeben, damit der äquivalente Primärregelleistungsbetrag aus der Betriebsart Kondensatstopp und/oder Anzapfdampfstau nach t2 - t1 von ca. 6 bis 8 min. kompensiert werden kann.
Die Nachteile der o. g. bisherigen Verfahrensweise bestanden in
  • einer ständigen Leistungsvorhaltung für die Primärregelleistung,
  • Inanspruchnahme in wenigen Fällen (geringe Arbeitsausnutzung),
  • einer Übersteuerung der Feuerungswärmeleistung mit einer hohen Beanspruchung des Dampfkessels sowie
  • dem Ansprechen der Kannlast bei nicht ausreichender Vorhaltung der Dampfkesselleistung, das zur Nichterfüllung der Anforderungen des Gridcodes führt.
Entsprechend dem Unteranspruch 3 wird eine erlöswirksame Nutzung der Vorhalteleistung für Primärregelleistung an den Blöcken mit aktiviertem Kondensatstau und Anzapfdampfstopp mittels einer gestaffelten frequenzabhängigen Inbetriebnahme von Pumpspeicherturbinen erreicht. Damit wird die realisierte frequenzabhängige Übersteuerung der Brennstoffwärmeleistung in der Betriebsart Kondensatstau und Anzapfdampfstopp vermieden und der fahrbare obere Arbeitspunkt der Kraftwerksblöcke um den Betrag der Vorhalteleistung für Primärregelleistung erhöht. Dies führt zu einer höheren elektrischen Leistungs- und Arbeitsausnutzung.
An einem Ausführungsbeispiel soll nachfolgend die Erfindung näher erläutert werden. Dabei zeigen die
Fig. 1 -
eine schematische Darstellung des idealisierten Verlaufs der Primärregelleistungsbereitstellung bei - 200 mHz Netzfrequenzabfall
Fig. 2 -
eine schematische Darstellung des Verlaufs der Netzfrequenz
Fig. 3 -
eine schematische Darstellung der Schaltungsanordnung der aus Kraftwerken gebildeten Funktionseinheiten
Ein Unternehmen, welches elektrische Energie bereitstellt und in ein Netz einspeist, hat verschiedene Kraftwerksblöcke (Kohlekraftwerke, Pumpspeicher-Kraftwerke) zur Verfügung. Diese werden zu Funktionseinheiten zusammengefasst.
Die mit
  • DR bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung mittels Androsselung der Turbineneinlassventile,
  • KA bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung mittels Kondensatstau/Anzapfdampfstopp,
  • PS bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung durch Leistung aus einem oder mehreren Pumpspeicherwerken.
Die Betriebsarten der Funktionseinheiten (Kraftwerksblöcke) DR (1) bis DR (n); KA (1) bis KA (m) und PS (1) bis PS (p) sind gemäß Figur 3 geschaltet, so dass sie sich an der Netzfrequenzregelung (Primärregelung) beteiligen.
Die Variablen n, m und p bezeichnen dabei eine Anzahl der jeweiligen Funktionseinheiten. Dabei arbeiten die Funktionseinheiten DR (1) bis DR (n) mit einer eingesenkten Leistung, welche dem Äquivalent von - 40 mHz entspricht. Dies geschieht bei den Kohlekraftwerken durch entsprechende Androsselung der Turbineneinlassventile.
Die Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m), also Kohlekraftwerke, welche im reinen Gleitdruckbetrieb gefahren werden, arbeiten im Nennleistungsbereich ohne Leistungsvorbehalt, aber mit einem wirksamen Frequenzregelanteil von - 40 mHz bis - 200 mHz und einem aktivierbaren Leistungsanteil durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp, welcher dem Äquivalent von - 40 mHz bis - 200 mHz entspricht.
Die Funktionseinheiten PS (1) bis PS (p) befinden sich in Summe mit einer Vorhalteleistung in frequenz- und zeitabhängiger Reservestellung, welcher dem aktivierbaren Leistungsanteil der Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m), also dem Äquivalent von - 40 mHz bis - 200 mHz, entspricht.
Aufgrund einer Störung kommt es zum Zeitpunkt t0 = 0 s zu einer sprungförmigen Netzfrequenzeinsenkung von 200 mHz (Fig. 1).
Die Funktionseinheiten DR (1) bis DR (n), KA (1) bis KA (m) und PS (1) bis PS (p) werden als Einheit zur Ausregelung diese quasistationären Frequenzabweichung zusammengefasst aktiviert, wobei bei Frequenzabweichungen im Netz von 0 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke DR (1) bis DR (n) die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von - 40 mHz bis - 200 mHz die Kraftwerksblöcke KA (1) bis KA (m) mit reinem Gleitdruck für die Primärregelleistungsbereitstellung eingesetzt werden. Die Regelungen der Funktionseinheiten DR (1) bis DR (n) reagieren derart, dass durch Aufhebung der Androsselung der Turbineneinlassventile und Nutzung des Speichervermögens des Wasser-Dampf-Systems bis zum Wirksamwerden des vergrößerten virtuellen Dampfstromes durch von den Regelungen veranlasste Erhöhung der Feuerleistung des betreffenden Kohlekraftwerksblöcke im Zeitintervall t5 - t0 eine Leistungssumme
Figure 00070001
gemäß der dynamischen Anforderung des Gridcodes aktiviert wird (Kurve 1 in Figur 2).
Die Leistung bei Inanspruchnahme der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken wird durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp, ohne für die Primärregelleistungsbereitstellung Leistung zusätzlich vorzuhalten, bereitgestellt.
D. h., die Regelungen der Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m) reagieren derart, dass durch Einleiten der Betriebsart Kondensatstopp und/oder Anzapfstau ohne Erhöhung der Feuerleistung im Zeitintervall t2 - t0 eine Leistungssumme
Figure 00070002
gemäß der dynamischen Anforderung des Gridcodes aktiviert wird (Kurve 2 in Figur 2).
Die Leistungsbereitstellung wird dabei durch die Erhöhung des Dampfdurchsatzes durch die Turbine aufgrund der Unterbrechung des Anzapfmassenstromes zur Kondensatvorwärmung (Anzapfdampfstopp) sowie der Nutzung des Energieeinhaltes des Speisewasserbehälters (Kondensatstau) zeitbegrenzt (Kurve 3 in Figur 2).
Nach einem weiteren erfindungsgemäßen Merkmal wird nach anlagenbedingter Aufhebung der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp zum Zeitpunkt t2 durch eine frequenzabhängige Inbetriebnahme von ebenfalls in das Netz elektrische Energie einspeisende Pumpspeicherturbinen eines Pumpspeicherkraftwerkes Leistung erbracht (Kurve 3 in Figur 2). Weiterhin wird mit der Inbetriebnahme der Pumpspeicherturbinen im Zeitintervall t6 - t3 eine anteilmäßig höhere Leistung bereitgestellt als zum Ausgleich der quasistationären Frequenzabweichung notwendigen Leistung, wobei der höhere Leistungsanteil zum Durchführen eines Refillvorganges an den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp verwendet wird. Das Verfahren ist auch dadurch gekennzeichnet, dass der höhere Leistungsanteil zum Durchführen des Refillvorganges so groß gewählt wird, dass im Zeitintervall t6 - t5 kleiner/gleich 15 min. nach Erreichen der Sollfrequenz im Netz die Primärregelleistung aus den mit Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp betriebenen Kraftwerksblöcken erneut bereitgestellt wird.
Deshalb arbeiten die Regelungen der Funktionseinheiten KA(1) bis KA(m) derart, dass nach einer definierten Zeit t2 ab Einleitung der Betriebsart Kondensatstopp und/oder Anzapfstau eine Deaktivierung dieser Maßnahme erfolgt und die Leistung bis zum Zeitpunkt t3 auf den Ausgangswert zurückgeführt wird (Kurve 2 in Figur 2).
Der danach erforderliche und automatisch eingeleitete Refillprozess der Funktionseinheiten KA(1) bis KA(m) zum Wiederaufladen des Energieinhaltes des Speisewasserbehälters auf den Ausgangszustand ohne Erhöhung der Feuerleistung führt ab dem Zeitpunkt t3 zu einer Leistungsreduktion
Figure 00080001
Durch die frequenzabhängige Steuerung der Funktionseinheiten PS (1) bis PS (p) wird zum definierten Zeitpunkt t2 nach Eintritt der netzseitigen Störung Pumpspeicherleistung
Figure 00090001
derart aktiviert, dass äquivalent zur Leistungsreduktion der Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m) durch die Rücknahme der Betriebsart Kondensatstopp und/der Anzapfstau zum Zeitpunkt t2
Figure 00090002
eine Leistungserhöhung von äquivalent - 40mHz bis - 200 mHz erfolgt, zuzüglich einer anteilsmäßig höheren Leistung, der ab dem Zeitpunkt t3 dem Betrag der Leistungsreduktion der Funktionseinheiten KA(1) bis KA(m) durch Einleitung des Refillprozesses entspricht:
Figure 00090003
Die Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m) werden in Kombination mit den Funktionseinheiten PS (1) bis PS (p) den Anforderungen des Gridcodes gerecht.
Es bedeuten:
t0
Zeitpunkt des sprungförmigen Frequenzabfalls
t1 - t0
Zeitintervall der Primärregelleistungsaktivierung
t2 - t0
technisch mögliches Zeitintervall für die Leistungsbereitstellung durch Kondensatstau/Anzapfdampfstopp gemäß Forderung des Gridcodes
t2
Zeitpunkt der Rücknahme der Leistungsbereitstellung durch Kondensatstau/Anzapfdampfstopp sowie Beginn der Leistungsaktivierung durch die Funktionseinheiten PS
t3
Beginn des Refillprozesses
t4
Beginn der frequenzabhängigen Reduzierung der aktivierten Primärregelleistung
t5
Ende der frequenzabhängigen Reduzierung der aktivierten Primärregelleistung
t6 - t3
Zeitintervall der Leistungsbereitstellung der Funktionseinheiten PS für den Refillprozess
t6
Ende des Refillprozesses

Claims (5)

  1. Verfahren zur Primärregelung für ein Netz, wobei einzelne Kraftwerksblöcke im modifizierten Gleitdruckbetrieb (angedrosselten Turbineneinlassventile) oder reinem Gleitdruckbetrieb (voll geöffnete Turbineneinlassventile) Primärregelleistung in das Netz einspeisen,
    gekennzeichnet dadurch, dass mehrere Kraftwerksblöcke eines Unternehmens als Einheit zur Ausregelung von quasistationären Frequenzabweichungen von +/- 200 mHz für das Netz zusammengefasst aktiviert werden, wobei bei quasistationären Frequenzabweichungen im Netz von + 40 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von +/- 40 mHz bis +/- 200 mHz die Kraftwerksblöcke mit reinem Gleitdruckbetrieb für die Bereitstellung der Primärregelleistung eingesetzt werden.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet dadurch, dass die Leistung bei Inanspruchnahme der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp, ohne für die Primärregelung Leistung vorzuhalten, bereitgestellt wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet dadurch, dass die bei Eingreifen der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruck betriebenen Kraftwerksblöcken durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp erbrachte Leistung für die Primärregelleistung nach einer anlagenbedingten Aufhebung dieser Betriebsart durch eine frequenzabhängige Inbetriebnahme von ebenfalls in das Netz elektrische Energie einspeisende Pumpspeicherturbinen eines Pumpspeicherkraftwerkes erbracht wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 3, gekennzeichnet dadurch, dass mit der Inbetriebnahme der Pumpspeicherturbinen eine anteilmäßig höhere Leistung bereitgestellt wird als zum Ausgleich der quasistationären Frequenzabweichung notwendigen Leistung, wobei der höhere Leistungsanteil zum Durchführen eines Refillvorganges an den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp verwendet wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 4, gekennzeichnet dadurch, dass der höhere Leistungsanteil zum Durchführen des Refillvorganges so groß gewählt wird, dass innerhalb von 15 min. nach Erreichen der Sollfrequenz im Netz die Leistung der Primärregelung aus den in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp betriebenen Kraftwerksblöcken erneut bereitgestellt wird.
EP03090409A 2002-12-18 2003-11-28 Verfahren zur Primärregelung für ein Netz Expired - Lifetime EP1437484B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10260409 2002-12-18
DE10260409A DE10260409B3 (de) 2002-12-18 2002-12-18 Verfahren zur Primärregelung für ein Netz

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EP1437484A1 true EP1437484A1 (de) 2004-07-14
EP1437484B1 EP1437484B1 (de) 2006-09-13

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Application Number Title Priority Date Filing Date
EP03090409A Expired - Lifetime EP1437484B1 (de) 2002-12-18 2003-11-28 Verfahren zur Primärregelung für ein Netz

Country Status (4)

Country Link
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