EP2037086B1 - Anfahren einer Dampfturbine - Google Patents
Anfahren einer Dampfturbine Download PDFInfo
- Publication number
- EP2037086B1 EP2037086B1 EP07014816.8A EP07014816A EP2037086B1 EP 2037086 B1 EP2037086 B1 EP 2037086B1 EP 07014816 A EP07014816 A EP 07014816A EP 2037086 B1 EP2037086 B1 EP 2037086B1
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- valve
- steam turbine
- open position
- steam
- rotation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
Definitions
- the invention relates to a method for starting a steam turbine at a synchronous speed, which is operated in a cogeneration system with a boiler and at least one arranged between the boiler and the steam turbine in a steam line valve with a controllable open position, wherein a live steam pressure upstream of the valve is measured.
- the invention relates to a control unit of a cogeneration system, which cogeneration system comprises a boiler and at least one to be operated at a synchronous speed steam turbine, wherein between the steam turbine and the boiler at least one arranged in a steam line valve with adjustable open position is provided, wherein a live steam pressure upstream of the valve is measured.
- different dynamic behavior of individual components such as the boiler and the steam turbine can lead to unexpected operating conditions.
- the boiler in which the steam generation and overheating takes place, essentially follows thermal time constants
- the steam turbine in which the generated and superheated steam is expanded, follows with their speed behavior much shorter time constants than the boiler.
- a so-called quick-acting valve which in certain as Fault classified events the steam supply from the boiler to the steam turbine interrupts.
- the steam generated in the boiler is fed in bypass to the steam turbine to a reducing station, which either relaxes the circulating medium into the environment or, after expansion, introduces a condenser integrated in the circuit.
- US 4,258,424 discloses a computer controlled control system for determining steam flow characteristics of a steam turbine.
- the control valves are fully opened to introduce steam from a boiler into a turbine.
- the control valves may be individually controlled to provide thermal equilibrium on the rotor and reduce rotor blade stress.
- the steam turbine may be controlled based on steam control, speed control, or load control to meet predetermined safety limits and protection limits.
- GB 2 084 260 A discloses a steam turbine control for a steam turbine in a steam turbine power plant.
- the steam turbine power plant has a high-pressure turbine and a low-pressure turbine.
- a main control valve, a high pressure bypass valve, a control valve and a low pressure bypass valve control the respective turbines.
- the control valves are controlled based on the speed and temperature of the turbine.
- the invention has therefore set itself the task of preventing unwanted fast-closing events at a power cogeneration system mentioned above.
- the valve with adjustable opening position according to the invention is usually a so-called control valve, which is often used in combination with a so-called quick-closing valve.
- the running between the boiler and the steam turbine steam line is usually a so-called live steam line.
- the invention finds particularly advantageous use in a boiler which is fired with solids, in particular by means of combustible organic material, since such systems have a particularly different dynamic behavior compared to that of the steam turbine. In principle, however, the method or regulation according to the invention can be used for all cycles of the type mentioned above. While quick-acting valves usually only allow the fully open or completely closed position and are optimized for a particularly fast closing process, control valves allow a continuously variable adjustment of the opening between 0% and 100%.
- the method according to the invention has the significant advantage that conventionally necessary and very complex coordination work between the control behavior of the steam turbine and that of the boiler can be reduced to a minimum or eliminated altogether.
- the controller of the valve position essentially takes over the pressure control of the boiler or supports this, so that an occurrence of a quick-closing criterion from a critical pressure behavior of the boiler out is highly unlikely.
- this phase occurs simultaneously due to the opening of the valve or control valve an increase in the speed of the steam turbine.
- the specification of the setpoint for the open position of the valve is no longer dependent on the live steam pressure, but on the speed of the steam turbine, which is regularly specified as the control criterion for the speed of the setpoint synchronous speed.
- the time of the changeover of the control for the opening position of the valve or the speed difference to the synchronous speed can be determined depending on the system conditions, the difference is rather low, when the boiler is very sensitive to the opening of the control valve with pressure drop.
- the method according to the invention is used when using particularly tolerant turbo sets, which do not require any special speed transients, especially in resonance ranges for damage-free starting.
- the predetermined difference value to the synchronous speed in which the control of the valve position is switched by the dependence on the live steam pressure depending on the speed, may suitably be between 1% and 10% of the synchronous speed, so that at a synchronous speed of 3000 rev / min after reaching A speed of about 2900 rev / min is switched to a speed control.
- the control criterion during the start-up phase in which the valve position is controlled by the live steam pressure is preferably a constant live steam pressure of, for example, 2.5 bar.
- FIG. 1 shows a schematic overview of a cogeneration system 1 with a control according to the invention using the start-up method according to the invention.
- the combined heat and power system 1 consists essentially of a boiler B, a steam turbine ST, a generator G, a condenser Cond and a feedwater pump PU.
- the boiler B the water delivered by the feed water pump PU to a pressure of about 3.5 bar is heated, evaporated and superheated by means of a heat supply QF.
- the superheated live steam passes through a main steam line FSL passing a quick-closing valve ESV and a control valve CV to relax in the steam turbine ST, where under production of technical work, the live steam is expanded to condenser pressure which technical work drives a generator G, the electric power P in a Network GR feeds.
- the turbo set consisting of steam turbine ST and generator G rotates at a synchronous speed n sync of 3000 U / min.
- the condenser Cond the relaxed steam is condensed with the removal of heat QC.
- the condensed water is pumped by the pump PU receiving the technical work WT to the boiler pressure of 3.5 bar.
- the fuel supply QF to the boiler B is controlled by means of a boiler controller PID, which regulates the supply of solid fuel in response to the live steam pressure PF with the aim of keeping the live steam pressure constant at 3.5 bar.
- the live steam pressure PF in the Main steam line FSL is measured by means of a pressure sensor PS.
- the position of the control valve CV is controlled by means of a regulator PI.
- a speed sensor NS By means of a speed sensor NS, the speed n of the turbo set of steam turbine ST and generator G is measured.
- the speed n and the live steam pressure PF are input to a control unit CM, which controls or controls, among other things, the opening position of the control valve CV and the fuel supply QF via the controller PI or PID.
- the quick-closing valve ESV In a first phase of the startup of the combined heat and power system 1, the quick-closing valve ESV is closed and the boiler B generates live steam under fuel supply QF, which is fed under passage through a bypass valve VR via a reducing station directly into the condenser Cond. Upon reaching unspecified criteria, such as steam purity or stability over a period of time, closes the bypass valve VR.
- the quick-closing valve ESV opens simultaneously with the closing of the bypass valve VR and the control valve CV opens so far that about 50% of the maximum open position of the control valve CV are reached.
- the live steam pressure PF drops slightly and the speed n of the steam turbine ST increases.
- the control unit CM regulates the live steam pressure to 3.5 bar by means of suitable control of the control valve CV and the speed n of the steam turbine ST increases as a result.
- control valve initially simply remains in the first open position of about 50% without further control of the live steam pressure and also not guided by the turbine speed n.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Description
- Die Erfindung betrifft eine Methode zum Anfahren einer Dampfturbine auf eine Synchrondrehzahl, welche in einem Kraftwärmekopplungssystem mit einem Kessel und mindestens einer zwischen dem Kessel und der Dampfturbine in einer Dampfleitung angeordneten Ventil mit regelbarer Öffnungsstellung betrieben wird, wobei ein Frischdampfdruck stromaufwärts des Ventils gemessen wird. Daneben betrifft die Erfindung eine Regeleinheit eines Kraftwärmekopplungssystems, welches Kraftwärmekopplungssystem einen Kessel und mindestens eine bei einer Synchrondrehzahl zu betreibende Dampfturbine aufweist, wobei zwischen der Dampfturbine und dem Kessel mindestens ein in einer Dampfleitung angeordnetes Ventil mit regelbarer Öffnungsstellung vorgesehen ist, wobei ein Frischdampfdruck stromaufwärts des Ventils gemessen wird.
- Ein großer Anteil der Energieerzeugung erfolgt in einem Kraftwärmekopplungssystem der vorgenannten Art mittels einer oder mehrerer Dampfturbinen. Insbesondere während nicht stationärer Betriebsphasen dieser Systeme kann sich unterschiedliches dynamisches Verhalten einzelner Komponenten, beispielsweise des Kessels und der Dampfturbine zu unerwarteten Betriebszuständen führen. Hierbei verdient die Tatsache Beachtung, dass einerseits der Kessel, in welchem die Dampferzeugung und Überhitzung erfolgt, im Wesentlichen thermischen Zeitkonstanten folgt und andererseits die Dampfturbine, in welcher der erzeugte und überhitze Dampf entspannt wird, mit ihren Drehzahlverhalten viel kürzeren Zeitkonstanten als der Kessel folgt. Aus Gründen der Netzstabilität und sonstiger Sicherheitserwägungen befindet sich regelmäßig zwischen dem Kessel und der Dampfturbine neben dem Stellventil ein so genanntes Schnellschlussventil, das bei bestimmten als Störung klassifizierten Ereignissen die Dampfzufuhr aus dem Kessel zu der Dampfturbine unterbricht. In derartigen Fällen wird der im Kessel erzeugte Dampf im Bypass zu der Dampfturbine einer Reduzierstation zugeführt, die entweder das Kreislaufmedium in die Umgebung entspannt oder nach einer Entspannung einen in den Kreislauf integrierten Kondensator einleitet.
- Das unterschiedliche dynamische Verhalten von Kessel und Dampfturbine kann insbesondere bei Feststoff-befeuerten Kesseln, deren Zeitkonstante in Folge der speziellen Eigenschaften der Befeuerung besonders groß ist, zu unerwünschten Schnellschlussereignissen führen. Hierbei sind mittels organischen Materials befeuerte Kessel besonders kritisch, weil die benutzten Brennstoffe in ihrem Brennverhalten schwierig zu beeinflussen sind. Beim Anfahren derartiger Systeme ereignet sich daher häufig ein Schnellschluss, wenn sich in dem Kessel der erforderliche Frischdampfdruck aufgebaut hat und das in der Frischdampfleitung befindliche Ventil zur Dampfturbine öffnet. Herkömmliche Ventilsteuerungen regeln die Öffnungsposition des Stellventils ausschließlich in Abhängigkeit von der Turbinendrehzahl, die nach einer bestimmten zeitlichen Kennlinie auf eine Synchrondrehzahl angefahren wird. Dieses Anfahren führt regelmäßig zu einem Absinken des Kesseldrucks bzw. des Drucks in der Frischdampfleitung, welcher den Regler des Kessels dazu veranlasst, die Brennstoffzufuhr zu erhöhen. In Ermangelung einer aufwändigen Abstimmung der einzelnen Reglerverhalten aufeinander führt dies regelmäßig dazu, dass die Brennstoffzufuhr des Kessels zu stark erhöht wird und der Kessel einen zu hohen Frischdampfdruck erzeugt, durch welchen die Energiezufuhr zur Dampfturbine zu groß werden kann und dementsprechend zu einem Schnellschluss führt, so dass der Dampf wie zuvor beschrieben über die Reduzierstation ohne technische Arbeit zu leisten entspannt wird. Derartige Schnellschlussereignisse sind naturgemäß unerwünscht, da sie einerseits Zeit kosten und andererseits Energie vernichten.
-
US 4,258,424 offenbart ein computergesteuertes Steuersystem zur Bestimmung von Dampfströmungseigenschaften einer Dampfturbine. Während eines Anfahrvorgangs einer Dampfturbine werden die Steuerventile vollständig geöffnet, um Dampf von einem Kessel in eine Turbine einzuleiten. Die Steuerventile können einzeln angesteuert werden, um ein thermisches Gleichgewicht auf dem Rotor bereitzustellen und eine Rotorblattbeanspruchung zu reduzieren. Während des Betriebs der Dampfturbine kann die Dampfturbine basierend auf einer Dampfsteuerung, einer Geschwindigkeitssteuerung oder abhängig von einer Belastungssteuerung gesteuert werden, um vorbestimmte Sicherheitsvorgaben und Schutzgrenzen einzuhalten. -
GB 2 084 260 A - Die Erfindung hat es sich daher zur Aufgabe gemacht, unerwünschte Schnellschlussereignisse an einem eingangs genannten Kraftwärmekopplungssystem zu verhindern.
- Die gestellte Aufgabe wird durch eine Methode der eingangs genannten Art gelöst, bei welcher die im kennzeichnenden Teil des Anspruchs 1 beschriebenen Verfahrensschritte durchgeführt werden. Daneben schlägt die Erfindung zur Lösung des Problems eine Regelungseinheit nach dem Anspruch 7 vor. Die jeweils rückbezogenen Unteransprüche beinhalten vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung.
- Bei dem Ventil mit regelbarer Öffnungsstellung nach der Erfindung handelt es sich in der Regel um ein sogenanntes Stellventil, das auch häufig in Kombination mit einem sogenannten Schnellschlussventil eingesetzt wird. Bei der zwischen dem Kessel und der Dampfturbine verlaufenden Dampfleitung handelt es sich in der Regel um eine sogenannte Frischdampfleitung. Besonders vorteilhaft findet die Erfindung Einsatz bei einem Kessel, der mit Feststoffen befeuert wird, insbesondere mittels brennbaren organischen Materials, da derartige Systeme ein besonders unterschiedliches dynamisches Verhalten im Vergleich zu demjenigen der Dampfturbine aufweisen. Grundsätzlich ist die erfindungsgemäße Methode bzw. Regelung jedoch für alle Kreisprozesse der eingangs genannten Art einsetzbar. Während Schnellschlussventile meist nur die ganz geöffnete oder ganz geschlossene Stellung ermöglichen und auf einen besonders schnellen Schließprozess optimiert sind, ermöglichen Stellventile eine regelmäßig stufenlose Verstellung der Öffnung zwischen 0% und 100%.
- Das erfindungsgemäße Verfahren hat den bedeutenden Vorteil, dass herkömmlich notwendige und sehr aufwändige Abstimmungsarbeiten zwischen dem Regelverhalten der Dampfturbine und demjenigen des Kessels auf ein Minimum reduziert werden oder ganz wegfallen können. Während des Anfahrvorganges der Dampfturbine übernimmt der Regler der Ventilstellung im Wesentlichen die Druckregelung des Kessels bzw. unterstützt diese, so dass ein Eintreten eines Schnellschlusskriteriums aus einem kritischen Druckverhalten des Kessels heraus höchst unwahrscheinlich wird. Während dieser Phase tritt gleichzeitig in Folge der Öffnung des Ventils bzw. Stellventils einer Erhöhung der Drehzahl der Dampfturbine ein. Kurz vor Erreichen der Synchrondrehzahl wird die Vorgabe des Sollwertes für die Öffnungsstellung des Ventils nicht mehr von dem Frischdampfdruck, sondern von der Drehzahl der Dampfturbine abhängig gemacht, wobei regelmäßig als Regelungskriterium für die Drehzahl der Sollwert der Synchrondrehzahl vorgegeben ist. Der Zeitpunkt der Umstellung der Regelung für die Öffnungsstellung des Ventils bzw. die Drehzahldifferenz zur Synchrondrehzahl kann hierbei in Abhängigkeit von den Systemgegebenheiten bestimmt werden, wobei die Differenz eher niedrig gewählt wird, wenn der Kessel sehr empfindlich auf das Öffnung des Stellventils mit Druckabfall reagiert. Vorzugsweise kommt die erfindungsgemäße Methode beim Einsatz besonders toleranter Turbosätze zur Anwendung, welche keine besonderen Drehzahltransienten insbesondere in Resonanzbereichen zum beschädigungsfreien Anfahren benötigen.
- Der vorbestimmte Differenzwert zur Synchrondrehzahl, bei der die Regelung der Ventilstellung von der Abhängigkeit vom Frischdampfdruck auf Abhängigkeit von der Drehzahl umgeschaltet wird, kann zweckmäßig zwischen 1% und 10% der Synchrondrehzahl betragen, so dass bei einer Synchrondrehzahl von 3000 U/min nach dem Erreichen einer Drehzahl von ca. 2900 U/min auf eine Drehzahlregelung umgeschaltet wird.
- Das Regelkriterium während der Anfahrphase, in der die Ventilstellung von dem Frischdampfdruck abhängig gesteuert wird, ist vorzugsweise ein konstanter Frischdampfdruck von beispielsweise 2,5 bar.
- Im Folgenden ist die Erfindung zum besseren Verständnis ohne Einschränkungswirkung anhand eines Ausführungsbeispiels mit Wasserdampf unter Bezugnahme auf eine Zeichnung näher erläutert. Es zeigt:
- Figur 1
- eine schematische Darstellung eines Systems mit erfindungsgemäßer Regelungseinheit bzw. geregelt mittels erfindungsgemäßen Verfahrens.
-
Figur 1 zeigt eine schematische Übersicht über ein Kraftwärmekopplungssystem 1 mit einer Regelung gemäß der Erfindung unter Anwendung der erfindungsgemäßen Anfahrmethode. Das Kraftwärmekopplungssystem 1 besteht im Wesentlichen aus einem Kessel B, einer Dampfturbine ST, einem Generator G, einem Kondensator Cond und einer Speisewasserpumpe PU. In dem Kessel B wird das von der Speisewasserpumpe PU auf einen Druck von etwa 3,5 bar geförderte Wasser erhitzt, verdampft und überhitzt mittels einer Wärmezufuhr QF. Der überhitzte Frischdampf gelangt über eine Frischdampfleitung FSL passierend ein Schnellschlussventil ESV und ein Stellventil CV zur Entspannung in die Dampfturbine ST, wo unter Erzeugung technischer Arbeit der Frischdampf auf Kondensatordruck entspannt wird, welche technische Arbeit einem Generator G antreibt, der die elektrische Leistung P in ein Netz GR einspeist. Während des Normalbetriebs dreht sich der Turbosatz bestehend aus Dampfturbine ST und Generator G mit einer Synchrondrehzahl nsync von 3000 U/min. In dem Kondensator Cond wird unter Abfuhr von Wärme QC der entspannte Dampf kondensiert. Das kondensierte Wasser wird von der Pumpe PU unter Aufnahme von technischer Arbeit WT auf den Kesseldruck von 3,5 bar gefördert. - Die Brennstoffzufuhr QF zu dem Kessel B ist mittels eines Kesselreglers PID gesteuert, der die Zufuhr des festen Brennstoffs in Abhängigkeit von dem Frischdampfdruck PF einregelt mit dem Ziel, den Frischdampfdruck auf 3,5 bar konstant zu halten. Der Frischdampfdruck PF in der Frischdampfleitung FSL wird mittels eines Drucksensors PS gemessen. Die Stellung des Stellventils CV wird mittels eines Reglers PI geregelt. Mittels eines Drehzahlsensors NS wird die Drehzahl n des Turbosatzes aus Dampfturbine ST und Generator G gemessen. Die Drehzahl n und der Frischdampfdruck PF finden Eingang in eine Regelungseinheit CM, die unter anderem die Öffnungsstellung des Stellventils CV und die Brennstoffzufuhr QF über den Regler PI bzw. PID regelt bzw. ansteuert.
- In einer ersten Phase des Anfahrens des Kraftwärmekopplungssystems 1 ist das Schnellschlussventil ESV geschlossen und der Kessel B erzeugt unter Brennstoffzufuhr QF Frischdampf, der unter Passage durch ein Bypassventil VR über eine Reduzierstation direkt in den Kondensator Cond eingespeist wird. Bei Erreichen nicht näher erläuteter Kriterien, z.B. Dampfreinheit oder Stabilität über ein gewissen Zeitraum, schließt das Bypassventil VR. Das Schnellschlussventil ESV öffnet gleichzeitig mit dem Schließen des Bypassventils VR und das Stellventil CV öffnet soweit, dass etwa 50% der maximalen Öffnungsstellung des Stellventils CV erreicht sind. In diesem Schritt 2 des Anfahrverfahrens fällt der Frischdampfdruck PF leicht ab und die Drehzahl n der Dampfturbine ST steigt an. Die Regelungseinheit CM regelt über den Regler PI die Öffnungsstellung des Stellventils CV derart, dass der Frischdampfdruck weitestgehend PF auf einem konstanten Sollwert gehalten wird (PF = Const, Xvalve = F(PF)). In dieser Phase regelt die Regeleinheit CM den Frischdampfdruck auf 3,5 bar mittels geeigneter Ansteuerung des Stellventils CV und die Drehzahl n der Dampfturbine ST steigt infolge an.
- Eine andere Ausführungsform sieht vor, dass das Stellventil zunächst schlicht in der ersten Öffnungsstellung von etwa 50% verbleibt ohne weitere Regelung des Frischdampfdrucks und auch nicht geführt von der Turbinendrehzahl n.
- Bei Erreichung einer Grenzdrehzahl NG, die um einen bestimmten Differenzwert An unter der Synchrondrehzahl nsync liegt (nG ≥ nsync - Δn) schaltet die Regeleinheit CM von der Frischdampfdruck PF -geführten Regelung der Öffnungsstellung des Stellventils CF auf eine Drehzahl (n-geführte Regelung (Xvalve= f(n)) um. (Zeitpunkt 4 in
Fig. 2 ). Der Generator G wird mit dem Netz GR synchronisiert und die Regeleinheit regelt in der anschließenden Phase 5 die Stellung des Stellventils CF ausschließlich in Abhängigkeit von der Drehzahl N, so dass die Synchrondrehzahl nsync= 3000 U/min als Sollwert vorgegeben ist.
Claims (11)
- Methode zum Anfahren einer Dampfturbine (ST) auf eine Synchrondrehzahl (nsync), welche in einem Kraftwärmekopplungssystem (1) mit einem Kessel (B) und mindestens einer zwischen dem Kessel (B) und der Dampfturbine (ST) in einer Dampfleitung angeordneten Ventil (CV) mit regelbarer Öffnungsstellung betrieben wird, wobei ein Frischdampfdruck (PF) stromaufwärts des Ventils (CV) gemessen wird,
gekennzeichnet durch:a) Öffnen des Ventils (CV) während eines Anfahrvorgangs der Dampfturbine (ST) auf eine erste Öffnungsstellung, wobei nach dem Öffnen des Ventils (CV) auf die erste Öffnungsstellung ein Regeln der Öffnungsstellung des Ventils (CV) in Abhängigkeit des Frischdampfdrucks (PF) derart erfolgt, dass der Frischdampfdruck (PF) eine erste untere Schranke nicht unterschreitet,b) Umschalten der Regelung der Öffnungsstellung des Ventils (CV) auf eine Abhängigkeit von der Drehzahl (N), wenn die Drehzahl (N) der Dampfturbine (ST) sich an die Synchrondrehzahl (nsync) bis auf einen vorbestimmten ersten Differenzwert (Δn) angenähert hat,c) Regeln der Öffnungsstellung des Ventils (CV) derart, dass die Dampfturbine (ST) mit Synchrondrehzahl (nsync) dreht. - Methode nach Anspruch 1,
dadurch gekennzeichnet, dass die erste Öffnungsstellung zwischen 25% und 75% beträgt. - Methode nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass die Öffnungsstellung vor dem Umschalten der Regelung der Öffnungsstellung des Ventils (CV) auf eine Abhängigkeit von der Drehzahl (N), von der Regelung auf den konstanten Sollwert der ersten Öffnungsstellung geregelt wird. - Methode nach Anspruch 1, 2 oder 3,
dadurch gekennzeichnet, dass
der erste Differenzwert (An) zwischen einem Prozent und zwanzig Prozent der Synchrondrehzahl (nsync) beträgt. - Methode nach Anspruch 1, 2, 3 oder 4,
dadurch gekennzeichnet, dass
in vor dem zweiten Schritt (Schritt b)) ein Sollwert des Frischdampfdrucks (PF) konstant ist. - Methode nach Anspruch 1, 2, 3, 4 oder 5,
dadurch gekennzeichnet, dass
während oder nach dem Öffnen des Stellventils (CV) ein Bypassventil (VR) zur Umgehung der Dampfturbine (ST) vollständig geschlossen wird, so dass der Dampf aus dem Kessel (B) vollständig die Dampfturbine (ST) passiert. - Regeleinheit (CM) eines Kraftwärmekopplungssystems (1), welches Kraftwärmekopplungssystem einen Kessel und mindestens eine bei einer Synchrondrehzahl (nsync) zu betreibende Dampfturbine (ST) aufweist, wobei zwischen der Dampfturbine (ST) und dem Kessel (B) mindestens ein in einer Dampfleitung (FSL) angeordnetes Ventil (CV) mit regelbarer Öffnungsstellung vorgesehen ist, wobei ein Frischdampfdruck (PF) stromaufwärts des Ventils (CV) gemessen wird,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Regeleinheit (CM) derart ausgebildet ist, dassa) in einem ersten Schritt des Anfahrens des Kraftwärmekopplungssystems (1) das Ventil (CV) öffnet und nach dem ersten Schritt während des Anfahrvorgangs der Dampfturbine die Öffnungsstellung des Ventils (CV) in Abhängigkeit von dem gemessenen Frischdampfdruck (PF) derart geregelt wird, dass der Frischdampfdruck (PF) eine erste untere Schranke nicht unterschreitet,b) in einem zweiten Schritt ein Umschalten der Regelung der Öffnungsstellung des Ventils (CV) auf eine Abhängigkeit von der Drehzahl (n) erfolgt, wenn die Drehzahl (n) der Dampfturbine (ST) sich an die Synchrondrehzahl (nsync) bis auf einen vorbestimmten Differenzwert (An) angenähert hat undc) in einem dritten Schritt die Öffnungsstellung des Ventils (CF) derart geregelt wird, dass die Dampfturbine (ST) mit Synchrondrehzahl (nsync) dreht. - Regeleinheit (CM) nach Anspruch 7,
dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinheit (CM) derart ausgebildet ist, dass
die erste Öffnungsstellung zwischen 25% und 75% beträgt. - Regeleinheit (CM) nach Anspruch 7 oder 8,
dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinheit (CM) derart ausgebildet ist, dass
der erste Differenzwert (Δn) zwischen einem Prozent und zwanzig Prozent der Synchrondrehzahl (nsync) beträgt. - Regeleinheit (CM) nach Anspruch 7, 8 oder 9,
dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinheit (CM) derart ausgebildet ist, dass
in dem ersten Schritt ein Sollwert des Frischdampfdrucks (PF) konstant ist. - Regeleinheit (CM) nach Anspruch 7, 8, 9oder 10,
dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinheit (CM) derart ausgebildet ist, dass
während oder nach dem Öffnen des Stellventils (CV) ein Bypassventil (VR) zur Umgehung der Dampfturbine (ST) vollständig geschlossen wird, so dass der Dampf aus dem Kessel (B) vollständig die Dampfturbine (ST) passiert.
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP07014816.8A EP2037086B1 (de) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Anfahren einer Dampfturbine |
PL07014816T PL2037086T3 (pl) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Rozruch turbiny parowej |
PCT/EP2008/059241 WO2009016029A2 (de) | 2007-07-27 | 2008-07-15 | Anfahren einer dampfturbine |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP07014816.8A EP2037086B1 (de) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Anfahren einer Dampfturbine |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP2037086A1 EP2037086A1 (de) | 2009-03-18 |
EP2037086B1 true EP2037086B1 (de) | 2013-05-15 |
Family
ID=40269768
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP07014816.8A Active EP2037086B1 (de) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Anfahren einer Dampfturbine |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2037086B1 (de) |
PL (1) | PL2037086T3 (de) |
WO (1) | WO2009016029A2 (de) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9249691B2 (en) * | 2012-01-06 | 2016-02-02 | General Electric Company | Systems and methods for cold startup of rankine cycle devices |
WO2015028366A2 (de) * | 2013-08-28 | 2015-03-05 | Siemens Aktiengesellschaft | Betriebsverfahren für einen extern beheizten zwangdurchlaufdampferzeuger |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4258424A (en) | 1972-12-29 | 1981-03-24 | Westinghouse Electric Corp. | System and method for operating a steam turbine and an electric power generating plant |
US3879616A (en) * | 1973-09-17 | 1975-04-22 | Gen Electric | Combined steam turbine and gas turbine power plant control system |
US4329592A (en) | 1980-09-15 | 1982-05-11 | General Electric Company | Steam turbine control |
US4598551A (en) * | 1985-10-25 | 1986-07-08 | General Electric Company | Apparatus and method for controlling steam turbine operating conditions during starting and loading |
-
2007
- 2007-07-27 PL PL07014816T patent/PL2037086T3/pl unknown
- 2007-07-27 EP EP07014816.8A patent/EP2037086B1/de active Active
-
2008
- 2008-07-15 WO PCT/EP2008/059241 patent/WO2009016029A2/de active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2009016029A3 (de) | 2009-04-02 |
EP2037086A1 (de) | 2009-03-18 |
PL2037086T3 (pl) | 2013-10-31 |
WO2009016029A2 (de) | 2009-02-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1288761B1 (de) | Verfahren zur Regelung eines Niederdruckbypassystems | |
EP2614303B1 (de) | Verfahren zum betreiben einer kombinierten gas- und dampfturbinenanlage sowie zur durchführung des verfahrens hergerichtete gas- und dampfturbinenanlage und entsprechende regelvorrichtung | |
DE60121679T2 (de) | Regeleinrichtung für eine Dampfturbine, die variable Frequenzregelung erlaubt | |
EP1030960B1 (de) | Verfahren zur schnellen leistungsregelung einer dampfkraftanlage sowie dampfkraftanlage | |
DE102005005472B4 (de) | Verbessertes Anfahrverfahren für Kraftwerke | |
DE112015000664T5 (de) | Gasturbinen-Steuerungsvorrichtung, Gasturbine, und Gasturbinen-Steuerungsverfahren | |
DE102008029941B4 (de) | Dampfkraftanlage und Verfahren zur Regelung der Leistung einer Dampfkraftanlage | |
EP1797284B1 (de) | Verfahren und modul zum vorrausschauenden anfahren von dampfturbinen | |
EP2038517A2 (de) | Verfahren zum betrieb einer gasturbine sowie gasturbine zur durchführung des verfahrens | |
DE1958422A1 (de) | System zur Steuerung einer Kernreaktor-Dampfturbinenanlage | |
DE112015004014B4 (de) | Steuervorrichtung, System, Steuerverfahren, Energiesteuervorrichtung, Gasturbine und Energiesteuerverfahren | |
CH661320A5 (de) | Regelanordnung fuer eine dampfturbine mit zwischenueberhitzung und umleitstationen. | |
DE112015003887B4 (de) | Steuervorrichtung, System und Steuerverfahren | |
DE102011000300B4 (de) | System zum Anfahren eines Kombikraftwerks | |
EP1377731B1 (de) | Verfahren zur sofortigen, schnellen und temporären erhöhung der leistung eines kombikraftwerkes | |
EP2037086B1 (de) | Anfahren einer Dampfturbine | |
EP2712393A2 (de) | Zusätzliche regelanzapfung für einen vorwärmer zur verbesserung der anlagendynamik und frequenzregelung bei einem dampfkraftwerk | |
EP3475539A1 (de) | Verfahren zur kurzfristigen leistungsanpassung einer dampfturbine eines gas-und dampfkraftwerks für die primärregelung | |
EP2288793A2 (de) | Dampfturbinensystem für ein kraftwerk | |
CH698282A2 (de) | Kombikraftwerksystem. | |
EP3014178A2 (de) | Betriebsverfahren für einen extern beheizten zwangdurchlaufdampferzeuger | |
DE19621824C2 (de) | Verfahren zum Regeln von Gasdrücken bei Einsatz von Gasentspannungsturbinen | |
DE2427923A1 (de) | Steuereinrichtung fuer eine dampfturbinenanordnung mit umgehungsleitung | |
DE3808006A1 (de) | Direktdurchsatzkessel mit superkritischem druck | |
EP3071818B1 (de) | Betreiben einer gasturbinenanlage mit einem verdichter und einer turbine |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL PL PT RO SE SI SK TR |
|
AX | Request for extension of the european patent |
Extension state: AL BA HR MK RS |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 20090918 |
|
AKX | Designation fees paid |
Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL PL PT RO SE SI SK TR |
|
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 20091119 |
|
GRAP | Despatch of communication of intention to grant a patent |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1 |
|
RAP1 | Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred) |
Owner name: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT |
|
GRAS | Grant fee paid |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3 |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL PL PT RO SE SI SK TR |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: FG4D Free format text: NOT ENGLISH Ref country code: CH Ref legal event code: EP |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: AT Ref legal event code: REF Ref document number: 612268 Country of ref document: AT Kind code of ref document: T Effective date: 20130615 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: IE Ref legal event code: FG4D Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R096 Ref document number: 502007011744 Country of ref document: DE Effective date: 20130711 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: LT Ref legal event code: MG4D |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: NL Ref legal event code: VDEP Effective date: 20130515 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: GR Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130816 Ref country code: FI Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: SE Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: ES Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130826 Ref country code: IS Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130915 Ref country code: SI Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: PT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130916 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: PL Ref legal event code: T3 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: BG Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130815 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LV Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 |
|
BERE | Be: lapsed |
Owner name: SIEMENS A.G. Effective date: 20130731 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DK Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: SK Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: EE Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: MC Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: RO Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: NL Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: CH Ref legal event code: PL |
|
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
26N | No opposition filed |
Effective date: 20140218 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: IE Ref legal event code: MM4A |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: BE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20130731 Ref country code: CH Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20130731 Ref country code: LI Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20130731 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R097 Ref document number: 502007011744 Country of ref document: DE Effective date: 20140218 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: IE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20130727 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: CY Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: TR Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 Ref country code: MT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20130515 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LU Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20130727 Ref country code: HU Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO Effective date: 20070727 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: PLFP Year of fee payment: 9 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: PLFP Year of fee payment: 10 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: PLFP Year of fee payment: 11 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: PLFP Year of fee payment: 12 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R081 Ref document number: 502007011744 Country of ref document: DE Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG, DE Free format text: FORMER OWNER: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT, 80333 MUENCHEN, DE |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Payment date: 20210802 Year of fee payment: 15 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: 732E Free format text: REGISTERED BETWEEN 20220811 AND 20220817 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: IT Payment date: 20220720 Year of fee payment: 16 Ref country code: DE Payment date: 20220617 Year of fee payment: 16 Ref country code: CZ Payment date: 20220726 Year of fee payment: 16 Ref country code: AT Payment date: 20220613 Year of fee payment: 16 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: PL Payment date: 20220714 Year of fee payment: 16 Ref country code: FR Payment date: 20220721 Year of fee payment: 16 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: AT Ref legal event code: PC Ref document number: 612268 Country of ref document: AT Kind code of ref document: T Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG, DE Effective date: 20221018 |
|
GBPC | Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee |
Effective date: 20220727 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20220727 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R119 Ref document number: 502007011744 Country of ref document: DE |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: AT Ref legal event code: MM01 Ref document number: 612268 Country of ref document: AT Kind code of ref document: T Effective date: 20230727 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: AT Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20230727 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20240201 Ref country code: CZ Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20230727 Ref country code: AT Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20230727 |