ITMI20112010A1 - Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica - Google Patents
Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica Download PDFInfo
- Publication number
- ITMI20112010A1 ITMI20112010A1 IT002010A ITMI20112010A ITMI20112010A1 IT MI20112010 A1 ITMI20112010 A1 IT MI20112010A1 IT 002010 A IT002010 A IT 002010A IT MI20112010 A ITMI20112010 A IT MI20112010A IT MI20112010 A1 ITMI20112010 A1 IT MI20112010A1
- Authority
- IT
- Italy
- Prior art keywords
- steam turbine
- load reference
- load
- sptv
- unit
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 15
- 230000005611 electricity Effects 0.000 title claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 28
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 14
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
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
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
-
- 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
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/101—Regulating means specially adapted therefor
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Description
DESCRIZIONE
“METODO PER IL CONTROLLO DI UN IMPIANTO A CICLO COMBINATO PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA E IMPIANTO A CICLO COMBINATO PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICAâ€
La presente invenzione à ̈ relativa a un metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e a un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica.
Come à ̈ noto, negli impianti per la produzione di energia elettrica a ciclo combinato, la ripartizione del carico fra turbina a vapore e turbina (o turbine) a gas à ̈ effettuato da un controllore di impianto che tiene conto sia della richiesta da parte della rete, sia della programmazione periodica (quotidiana, settimanale e stagionale) e dei vincoli imposti dalle normative vigenti. Il controllore di impianto riceve una richiesta dall’esterno e genera un riferimento (“set-point†) di carico elettrico attivo complessivo per l’impianto, il quale viene poi ripartito fra turbina a vapore e turbina a gas (per semplicità , si farà di qui in avanti al caso di un impianto del tipo 1+1, ossia con una turbina a vapore e una turbina a gas, senza per questo perdere in generalità ).
Per ripartire il carico, il controllore di impianto normalmente sottrae dal riferimento di carico elettrico complessivo una misura della potenza elettrica attiva prodotta dal generatore accoppiato alla turbina a vapore. Il valore di carico così ottenuto viene assegnato come riferimento per la turbina a gas, che à ̈ governata da un controllore di carico ad anello chiuso. La turbina a vapore viene invece controllata da un regolatore di pressione, che opera sulle valvole di ammissione (in particolare sulla sezione di alta pressione della turbina a vapore) in accordo a una curva di riferimento di “Sliding Pressure†. In pratica, il contributo della turbina a vapore varia per effetto delle condizioni operative imposte alla turbina a gas (che determina la portata di vapore disponibile per la turbina a vapore) ed à ̈ inoltre influenzato dall’azione del regolatore di pressione.
Questo tipo di controllo permette di ottenere condizioni termodinamiche (pressione e temperatura) del vapore prodotto dalla caldaia tali da assicurare il massimo rendimento. Tale controllo non à ̈ tuttavia abbastanza flessibile per rispondere in modo adeguato alle richieste dal mercato dell’energia e alle normative ambientali e dei codici di rete. Nelle moderne reti sono infatti ormai inevitabili cicli giornalieri di avviamento (mattutino) spegnimento (serale) e variazioni di carico ampie e veloci e, inoltre, à ̈ necessario che i fornitori partecipino alla cosiddetta regolazione primaria di frequenza, per mantenere stabile la frequenza dell’intera rete elettrica. Si rende, quindi, sempre più necessaria una capacità autonoma di risposta in termini di carico da parte della turbina a vapore, per supportare la turbina a gas quando sono richieste variazioni di carico troppo rapide e per mantenere il controllo del carico complessivo dell’impianto anche durante le fasi di avviamento e fermata.
Scopo della presente invenzione à ̈ quindi fornire un metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica che siano privi delle limitazioni descritte.
Secondo la presente invenzione, vengono realizzati un metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica come definiti rispettivamente nelle rivendicazioni 1 e 10.
La presente invenzione verrà ora descritta con riferimento ai disegni annessi, che ne illustrano un esempio di attuazione non limitativo, in cui:
- la figura 1 Ã ̈ uno schema a blocchi semplificato di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica, in accordo a una forma di realizzazione della presente invenzione;
- la figura 2 à ̈ uno schema a blocchi più dettagliato di una porzione dell’impianto di figura 1; e
- la figura 3 à ̈ un grafico che illustra grandezze relative all’impianto di figura 1.
Con riferimento alla figura 1, un impianto per la produzione di energia elettrica a ciclo combinato del tipo “multishaft†1+1 à ̈ designato nel suo complesso con il numero 1 e comprende una gruppo turbogas (“gas turbine assembly†) 2, a cui à ̈ accoppiato un alternatore 3, una turbina a vapore 5, a cui à ̈ accoppiato un alternatore 6, e una caldaia 7. Il gruppo turbogas comprende un compressore 2a, una camera di combustione 2b e una turbina a gas 2c. La caldaia 7 riceve dalla turbina a gas 2c un flusso di gas di scarico caldi e rende disponibile una portata di vapore che viene fornita alla turbina a vapore 5. Gli alternatori 3, 6 sono collegabili a una rete 4 di distribuzione.
L’impianto 1 comprende, inoltre, un’unità di generazione riferimenti (“set-point generation unit†) 8, un controllore gruppo turbogas 9, accoppiato al gruppo turbogas 2, e un controllore turbina a vapore 10, accoppiato alla turbina a vapore 5.
Con riferimento alle figure 1 e 2, l’unità di generazione riferimenti 8 riceve un riferimento (“setpoint†) di carico di impianto SP0e lo ripartisce per determinare un riferimento di carico gruppo turbogas SPTGper il gruppo turbogas 2 e un riferimento di carico turbina a vapore SPTVper la turbina a vapore 5. Il riferimento di carico di impianto SP0viene fornito dall’esterno e può essere impostato manualmente da un operatore oppure in modo automatico da un gestore di rete (non mostrato), che ripartisce il carico richiesto dalle utenze connesse alla rete 4 tra i fornitori disponibili e/o in funzione di un piano di carico sviluppato da ciascun produttore sulla base del mercato dell’energia.
Il riferimento di carico gruppo turbogas SPTGe il riferimento di carico turbina a vapore SPTVvengono forniti rispettivamente al controllore gruppo turbogas 9 e al controllore turbina a vapore 10. Il controllore gruppo turbogas 9 agisce mediante rispettivi attuatori di uno stadio di palette mobili o IGV (Inlet Guide Vanes) del compressore 2a e su una valvola di alimentazione combustibile della camera di combustione 2b per fare in modo che la potenza attiva WTGerogata mediante il gruppo turbogas 2 e l’alternatore 3 segua il riferimento di carico gruppo turbogas SPTG. Il controllore turbina a vapore 10 agisce su un sistema di valvole di regolazione della turbina a vapore 5 (in particolare su valvole di ammissione di una sezione di alta pressione) per fare in modo che la potenza attiva WTVerogata mediante la turbina a vapore 5 e l’alternatore 6 segua il riferimento di carico turbina a vapore SPTV. Per semplicità , nelle figure allegate gli attuatori, le IGV, la valvola di alimentazione combustibile e le valvole di ammissione non sono mostrati.
Per implementare le funzioni di controllo richieste, inoltre, il controllore gruppo turbogas 9 e il controllore turbina a vapore 10 ricevono rispettivamente una misura o una stima della potenza attiva WTGdisponibile all’alternatore 3 accoppiato al gruppo turbogas 2 e una misura o una stima della potenza attiva WTVdisponibile all’alternatore 6 accoppiato alla turbina a vapore 5.
Per determinare la ripartizione del riferimento di carico di impianto SP0fra gruppo turbogas 2 e turbina a vapore 5, l’unità di generazione riferimenti 8 utilizza uno stadio di elaborazione 12 e uno stadio di correzione 13. Lo stadio di elaborazione 12 determina il riferimento di carico gruppo turbogas SPTGe un riferimento di carico provvisorio SP * a partire dal riferimento di carico di impianto SP0. Il riferimento di carico provvisorio SP * viene poi modificato dallo stadio di correzione 13 sulla base di un errore di carico turbogas ETGper ottenere il riferimento di carico turbina a vapore SPTV. L’errore di carico turbogas ETGviene determinato dallo stadio di correzione 13 (o, in una diversa forma di realizzazione, direttamente dal controllore gruppo turbogas 9) ed à ̈ definito dalla differenza fra la potenza attiva WTGe il riferimento di carico gruppo turbogas SPTG. In una forma di realizzazione, lo stadio di correzione 13 somma l’errore di carico turbogas ETGal riferimento di carico provvisorio SP *.
L’unità di generazione riferimenti 8 à ̈ illustrata più in dettaglio in figura 2.
Lo stadio di elaborazione 12 comprende una prima linea di elaborazione 15, una seconda linea di elaborazione 16, un modulo di calcolo 17 e un regolatore di pressione 18.
La prima linea di elaborazione 15 à ̈ configurata per determinare un riferimento di carico di impianto lordo SP0’, che à ̈ indicativo della potenza complessiva da rendere disponibile agli alternatori 3, 6 del gruppo turbogas 2 e della turbina a vapore 5, e comprende un modulo di programmazione e limitazione 20 e moduli di correzione 21, 22. Il modulo di programmazione e limitazione 20 applica limitazioni di valore massimo e minimo al riferimento di carico di impianto SP0e determina il massimo gradiente di carico disponibile. I moduli di correzione 21, 22 applicano rispettivi contributi additivi all’uscita del modulo di programmazione e limitazione 20. Più precisamente, il modulo di correzione 21 aggiunge un contributo di potenza WAUXcorrispondente alla potenza assorbita dai dispositivi ausiliari del gruppo turbogas 2 e della turbina a vapore 5, mentre il modulo di correzione 22 aggiunge un contributo di regolazione WFcorrelato a una differenza fra una frequenza di rete corrente della rete 4 e una frequenza di rete nominale. Il riferimento di carico di impianto lordo SP0’ così generato dalla prima linea di elaborazione 15 tiene quindi conto del maggior carico, rispetto al riferimento di carico di impianto SP0, da erogare per tener conto della potenza assorbita dagli ausiliari e dell’eventuale richiesta di partecipare alla regolazione primaria di frequenza della rete 4.
La seconda linea di elaborazione 16, che comprende moduli di elaborazione 24, 25, 26, riceve il riferimento di carico di impianto lordo SP0’ e coopera con il regolatore di pressione 18 per determinare il riferimento di carico provvisorio SP *.
In particolare, il modulo di elaborazione 24 determina un riferimento di carico teorico SPTVTper la turbina a vapore 5 in funzione del riferimento di carico di impianto lordo SP0’, tenendo anche conto delle condizioni di temperatura e pressione ambientali.
Il modulo di elaborazione 25 utilizza il riferimento di carico teorico SPTVTper determinare un rapporto potenza/pressione W/P funzionale al carico desiderato per la turbina a vapore 5. Più in dettaglio, il modulo di elaborazione 25 esegue le seguenti operazioni:
il riferimento di carico teorico SPTVTviene moltiplicato per un rapporto QHPR/WRfra una portata di alta pressione nominale QHPRe un carico nominale WHdella turbina a vapore 5, per ottenere una portata di alta pressione corrente QHPCcorrispondente al riferimento di carico teorico SPTVT;
la portata corrente QHPCviene moltiplicata per un rapporto PHPR/QR(detto anche costante di macchina) fra una pressione nominale PHPRalle valvole di ammissione di alta pressione e la portata di alta pressione nominale QHPR, per ottenere un riferimento di pressione naturale corrente PHPCNcorrispondente al riferimento di carico teorico SPTVTin accordo a una curva di “sliding-pressure†naturale NSP (figura 3);
il riferimento di pressione naturale corrente PHPCNviene corretto con un coefficiente moltiplicativo, per ottenere un riferimento di pressione modificato corrente PHPCMcorrispondente al riferimento di carico teorico SPTVTin accordo a una curva di “sliding-pressure†modificata MSP (figura 3), in modo da mantenere una riserva che permette alla turbina a vapore 5 di partecipare attivamente alla regolazione primaria di frequenza;
il riferimento di pressione modificato corrente PHPCMviene limitato in una banda definita fra un valore massimo PMAXe un valore minimo PMIN, se esterno alla banda; e
determina il rapporto potenza/pressione W/P dividendo il riferimento di carico teorico SPTVTper il riferimento di pressione modificato corrente PHPCM.
La curva di “sliding-pressure†naturale NSP fornisce i riferimenti di pressione per le valvole di alta pressione della turbina a vapore 5 in funzione della portata di vapore di alta pressione nell’ipotesi di mantenere le valvole di alta pressione stesse completamente aperte sopra una portata di soglia Q* (figura 3). La curva di “slidingpressure†naturale NSP à ̈ quindi una caratteristica propria della turbina a vapore 5.
La curva di “sliding-pressure†modificata MSP à ̈ ottenuta dalla curva di “sliding-pressure†naturale NSP (ad esempio per traslazione e/o rotazione) e fornisce i riferimenti di pressione per le valvole di alta pressione della turbina a vapore 5 in funzione della portata di vapore di alta pressione con le valvole di alta pressione parzialmente aperte anche sopra la portata di soglia Q*. In questo modo, in condizioni stazionarie la turbina a vapore 5 ha un margine di potenza residuo che può essere erogato per supportare il gruppo turbogas 2 durante rampe di carico o quando all’impianto 1 à ̈ richiesto di partecipare alla regolazione primaria di frequenza della rete 4.
In pratica, quindi, il riferimento di pressione modificato corrente PHPCM, eventualmente limitato, à ̈ ottenuto con le valvole di ammissione della sezione di alta pressione solo parzialmente aperte. L’eventuale ulteriore apertura, fino all’apertura completa, permette di aumentare il carico sulla turbina a vapore 5 quando necessario, come ad esempio quando il gruppo turbogas 2 non à ̈ in grado di soddisfare autonomamente la richiesta di carico complessiva.
Il modulo di elaborazione 26 riceve dalla turbina a vapore 5 una misura di pressione effettiva PAalle valvole di ammissione di alta pressione e dal modulo di elaborazione 25 il rapporto potenza/pressione W/P e li moltiplica per determinare il riferimento di carico provvisorio SP *. Il regolatore di pressione 18 concorre a determinare il riferimento di carico provvisorio SP *. Più precisamente, il regolatore di pressione 18 riceve la misura di pressione effettiva PAe un riferimento di pressione teorico PTdeterminato in maniera analoga al riferimento PHPCM, utilizzando però la portata vapore effettivamente misurata in luogo della portata vapore calcolata QHPR. L’uscita del regolatore di pressione 18 fornisce un coefficiente correttivo KP. Il coefficiente correttivo KPviene applicato come termine moltiplicativo per tener conto di fattori che possono influenzare il rapporto potenza/pressione W/P (come ad esempio la variazione del livello di vuoto nel condensatore della turbina a vapore o l’apertura di uno sfiato o di uno spurgo sulle tubazioni del vapore) e compensare eventuali errori ad esempio nel calcolo del riferimento di carico teorico SPTVT.
Il modulo di calcolo 17 sottrae il riferimento di carico provvisorio SP * fornito dal modulo di elaborazione 26 dal riferimento di carico di impianto lordo SP0’ per determinare il riferimento di carico gruppo turbogas SPTGper il gruppo turbogas 2. Il riferimento di carico gruppo turbogas SPTGviene fornito al controllore gruppo turbogas 9 e allo stadio di correzione 13.
In una forma di realizzazione, lo stadio di correzione 13 comprende moduli di elaborazione 27, 28. Il modulo di elaborazione 27 utilizza il riferimento di carico gruppo turbogas SPTGe la misura della potenza attiva WTGeffettivamente erogata dal gruppo turbogas 2 attraverso l’alternatore 3, per determinare mediante differenza l’errore di carico turbogas ETG.
Il modulo di elaborazione 28 somma l’errore di carico turbogas ETGricevuto dal modulo di elaborazione 27 al riferimento di carico provvisorio SP * per ottenere il riferimento di carico turbina a vapore SPTV.
In una forma di realizzazione, il modulo di elaborazione 28 riceve l’errore di carico turbogas ETGdirettamente dal controllore gruppo turbogas 9.
Il riferimento di carico turbina a vapore SPTVcosì determinato viene inviato al controllore turbina a vapore 10, che agisce sulle valvole di ammissione di alta pressione della turbina a vapore 5 per mantenere la potenza effettivamente erogata dalla turbina a vapore 5 stessa attraverso l’alternatore 6 in linea con il riferimento di carico turbina a vapore SPTV. Più precisamente, il controllore turbina a vapore 10 riceve una misura della potenza attiva WTVeffettivamente erogata dalla turbina a vapore 5 attraverso l’alternatore 6, determina un errore di carico turbina a vapore e agisce sulle valvole di ammissione di alta pressione della turbina a vapore 5 in modo da annullare o mantenere entro una banda di riferimento l’errore di carico turbina a vapore.
In condizioni di funzionamento ordinarie, il gruppo turbogas 9 fornisce la quota di carico di competenza, definita attraverso il riferimento di carico gruppo turbogas SPTG. Il riferimento di carico turbina a vapore SPTVper la turbina a vapore 5 Ã ̈ inoltre calcolato a partire dal riferimento di pressione modificato corrente PHPCMin modo che la turbina a vapore 5 abbia un margine di potenza residuo.
Durante transitori che si possono verificare ad esempio all’avvio dell’impianto 1 o quando all’impianto 1 à ̈ richiesto di partecipare alla regolazione primaria di frequenza della rete 4, il gruppo turbogas 9 può non essere in grado di erogare potenza sufficiente a soddisfare senza ritardo la richiesta di carico. In caso di forti richieste, ad esempio, le limitazioni imposte al gradiente di carico possono causare un ritardo nella risposta del gruppo turbogas 2 e quindi l’errore di carico turbogas ETGnon à ̈ nullo. L’errore di carico turbogas ETG, ossia la porzione di carico che il gruppo turbogas 2 non à ̈ in grado di recuperare, viene sommato al riferimento di carico provvisorio SP * e così assegnato alla turbina a vapore 5, che ha ancora a disposizione un margine di potenza da erogare, perché le valvole di ammissione non sono ancora completamente aperte. Il maggior contributo di carico della turbina a vapore 5 non à ̈ avvertito dal gruppo turbogas 2 (infatti non viene preso in considerazione nella formazione del riferimento di carico gruppo turbogas SPTG), che continua a cercare di fornire il contributo richiesto annullando l’errore di carico ETG. L’eventuale annullamento dell’errore di carico ETGfarebbe ritornare le valvole di ammissione di alta pressione della turbina a vapore 5 nella posizione precedente.
L’impianto 1 à ̈ quindi capace di una risposta più pronta ed efficace in presenza di forti e improvvise richieste di carico in tutto l’intervallo di potenza erogabile. La turbina a vapore 5 interviene infatti non solo quando il carico richiesto à ̈ superiore al carico massimo del gruppo turbogas 2, ma anche a livelli di carico inferiori, quando il massimo gradiente di carico del gruppo turbogas 2 non permetterebbe di per sé di rispondere efficacemente alle variazioni richieste dalla rete 4.
Il meccanismo di calcolo dei riferimenti per il gruppo turbogas 2 e per la turbina a vapore 2 favorisce inoltre la stabilità del sistema. Infatti, se la misura di pressione effettiva PAaumenta accidentalmente, ad esempio per un disturbo, il riferimento di carico provvisorio SP * aumenta, facendo crescere l’utilizzo di vapore e diminuire il riferimento di carico gruppo turbogas SPTG. Come conseguenza la pressione tende a diminuire avvicinandosi al valore desiderato.
Quando il riferimento di carico di impianto SP0diminuisce, l’utilizzo della curva di “sliding-pressure†modificata per il calcolo del rapporto potenza/pressione W/T e del riferimento di carico provvisorio SP *, permette di ripartire la richiesta di carico più omogenea al gruppo turbogas 2 e alla turbina a vapore 5 rispetto agli impianti noti. Questo ha l’effetto di limitare il tempo in cui il gruppo turbogas lavora a carichi inferiori al minimo ambientale oppure, in caso sia prevista una limitazione inferiore di carico del gruppo turbogas al minimo ambientale, il programma di carico di impianto viene seguito fedelmente.
Risulta infine evidente che all’apparecchio e al metodo descritti possono essere apportate modifiche e varianti, senza uscire dall’ambito della presente invenzione, come definito nelle rivendicazioni allegate.
In particolare, l’invenzione può essere vantaggiosamente applicata anche nel caso di impianti a ciclo combinato del tipo “multishaft†2+1, in cui sono presenti due gruppi turbogas e una turbina a vapore e i due gruppi turbogas alimentano un stessa caldaia per la produzione di vapore. La quota di carico di competenza dei gruppi turbogas viene ancora determinata sottraendo il riferimento di carico provvisorio dal riferimento di carico di impianto lordo. Il valore così ottenuto può essere poi ripartito fra i due gruppi turbogas ad esempio in parti uguali, se i gruppi turbogas sono sostanzialmente identici, oppure in modo proporzionale alla potenza nominale dei gruppi turbogas.
Claims (15)
- RIVENDICAZIONI 1. Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica, in cui l’impianto (1) comprende almeno un gruppo turbogas (2) e una turbina a vapore (5); il metodo comprendendo: ricevere un riferimento di carico di impianto (SP0); determinare un riferimento di carico provvisorio (SP *) per la turbina a vapore (5) in base al riferimento di carico di impianto (SP0) e a una pressione effettiva (PA) di vapore fornito alla turbina a vapore (5); determinare un riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG), indicativo di una prima potenza (WTG) da fornire attraverso il gruppo turbogas (2), in base al riferimento di carico di impianto (SP0) e al riferimento di carico provvisorio (SP *); utilizzare il riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG) per controllare il gruppo turbogas (2); determinare un errore di carico (ETG) del gruppo turbogas (2); determinare un riferimento di carico turbina a vapore (SPTV), indicativo di una seconda potenza (WTV) da fornire attraverso la turbina a vapore (5), in base al riferimento di carico provvisorio (SP *) e all’errore di carico (ETG) del gruppo turbogas (2); e utilizzare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) per controllare la turbina a vapore (5).
- 2. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) Ã ̈ determinato in modo che, in condizioni stazionarie, la turbina a vapore (5) abbia un margine di potenza residuo da erogare.
- 3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) comprende sommare il riferimento di carico provvisorio (SPTV*) e l’errore di carico (ETG) del gruppo turbogas (2).
- 4. Metodo secondo la rivendicazione 3, in cui determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) comprende: determinare un riferimento di pressione naturale corrente (PHPCN) corrispondente a una quota teorica (SPTVT) del riferimento di carico di impianto (SP0) di competenza della turbina a vapore (5), in accordo a una curva di “sliding-pressure†naturale (NSP) della turbina a vapore (5); e determinare un riferimento di pressione modificato corrente (PHPCM), in base al riferimento di pressione naturale corrente (PHPCN) e in accordo a una curva di “sliding-pressure†modificata (MSP).
- 5. Metodo secondo la rivendicazione 4, in cui determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) comprende determinare un rapporto potenza/pressione (W/P) fra un riferimento di carico teorico (SPTVT), indicativo della quota teorica del riferimento di carico di impianto (SP0) di competenza della turbina a vapore (5), e il riferimento di pressione modificato corrente (PHPCM).
- 6. Metodo secondo la rivendicazione 5, in cui determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) comprende moltiplicare il rapporto potenza/pressione (W/P) per la pressione effettiva (PA).
- 7. Metodo secondo la rivendicazione 5 o 6, in cui determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) comprende applicare un coefficiente correttivo (KP) determinato mediante un regolatore di pressione (18) in funzione della pressione effettiva (PA) e di un riferimento di pressione teorico (PT).
- 8. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui determinare il riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG) comprende sottrarre il riferimento di carico provvisorio (SPTV*) dal riferimento di carico di impianto (SP0).
- 9. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui l’impianto (1) à ̈ accoppiato a una rete di distribuzione (4) avente frequenza di rete corrente e una frequenza di rete nominale; il metodo comprendendo determinare un riferimento di carico di impianto lordo (SP0’) in base al riferimento di carico di impianto (SP0), a un primo contributo di potenza (WAUX) indicativo di una potenza assorbita da dispositivi ausiliari dell’impianto (1) e a un secondo contributo di potenza (WF) correlato a una differenza fra la frequenza di rete corrente della rete di distribuzione (4) e la frequenza di rete nominale.
- 10. Impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica comprendente: almeno un gruppo turbogas (2); una turbina a vapore (5); un controllore gruppo turbogas (9), accoppiato al gruppo turbogas (2); un controllore turbina a vapore (10), accoppiato alla turbina a vapore (5); e un’unità di generazione riferimenti (8) configurata per: ricevere un riferimento di carico di impianto (SP0); determinare un riferimento di carico provvisorio (SPTV*) per la turbina a vapore (5) in base al riferimento di carico di impianto (SP0) e a una pressione effettiva (PA) di vapore fornito alla turbina a vapore (5); determinare un riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG), indicativo di una prima potenza (WTG) da fornire attraverso il gruppo turbogas (2), in base al riferimento di carico di impianto (SP0) e al riferimento di carico provvisorio (SPTV*); fornire il riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG) al controllore gruppo turbogas (9); determinare un riferimento di carico turbina a vapore (SPTV), indicativo di una seconda potenza (WTV) da fornire attraverso la turbina a vapore (5), in base al riferimento di carico provvisorio (SPTV*) e a un errore di carico (ETG) del gruppo turbogas (2); e fornire il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) al controllore turbina a vapore (10).
- 11. Impianto secondo la rivendicazione 10, in cui l’unità di generazione riferimenti (8) à ̈ ulteriormente configurata per determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) in modo che, in condizioni stazionarie, la turbina a vapore (5) abbia un margine di potenza residuo da erogare.
- 12. Impianto secondo la rivendicazione 10 o 11, in cui l’unità di generazione riferimenti (8) comprende: uno stadio di elaborazione (12), configurato per determinare il riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG) e il riferimento di carico provvisorio (SPTV*) a partire dal riferimento di carico di impianto (SP0); e uno stadio di correzione (13), configurato per determinare il riferimento di carico turbina a vapore (SPTV) in base a una somma del riferimento di carico provvisorio (SPTV*) e dell’errore di carico (ETG) del gruppo turbogas (2).
- 13. Impianto secondo la rivendicazione 12, in cui lo stadio di elaborazione (12) comprende: un primo modulo di elaborazione (24), configurato per determinare una quota teorica (SPTVT) del riferimento di carico di impianto (SP0) di competenza della turbina a vapore (5); e un secondo modulo di elaborazione (25), configurato per: determinare un riferimento di pressione naturale corrente (PHPCN) corrispondente alla quota teorica (SPTVT) del riferimento di carico di impianto (SP0) di competenza della turbina a vapore (5), in accordo a una curva di “sliding-pressure†naturale (NSP) della turbina a vapore (5); determinare un riferimento di pressione modificato corrente (PHPCM), in base al riferimento di pressione naturale corrente (PHPCN) e in accordo a una curva di “sliding-pressure†modificata (MSP); e determinare un rapporto potenza/pressione (W/P) fra un riferimento di carico teorico (SPTVT), indicativo della quota teorica del riferimento di carico di impianto (SP0) di competenza della turbina a vapore (5), e il riferimento di pressione modificato corrente (PHPCM).
- 14. Impianto secondo la rivendicazione 13, in cui lo stadio di elaborazione (12) comprende un terzo modulo di elaborazione (26), configurato per moltiplicare il rapporto potenza/pressione (W/P) per la pressione effettiva (PA).
- 15. Impianto secondo la rivendicazione 14, in cui lo stadio di elaborazione (12) comprende un quarto modulo di elaborazione (17), configurato per determinare il riferimento di carico gruppo turbogas (SPTG) mediante sottrazione del riferimento di carico provvisorio (SPTV*) dal riferimento di carico di impianto (SP0).
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT002010A ITMI20112010A1 (it) | 2011-11-04 | 2011-11-04 | Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica |
| CN201280066171.3A CN104040119B (zh) | 2011-11-04 | 2012-11-05 | 用于生产电能的联合循环设备及其控制方法 |
| PCT/IB2012/056166 WO2013065031A2 (en) | 2011-11-04 | 2012-11-05 | Method of controlling a combined-cycle plant for production of electric energy and combined-cycle plant for production of electric energy |
| EP12808479.5A EP2776685B1 (en) | 2011-11-04 | 2012-11-05 | Method of controlling a combined-cycle plant for production of electric energy and combined-cycle plant for production of electric energy |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT002010A ITMI20112010A1 (it) | 2011-11-04 | 2011-11-04 | Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ITMI20112010A1 true ITMI20112010A1 (it) | 2013-05-05 |
Family
ID=45315898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| IT002010A ITMI20112010A1 (it) | 2011-11-04 | 2011-11-04 | Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2776685B1 (it) |
| CN (1) | CN104040119B (it) |
| IT (1) | ITMI20112010A1 (it) |
| WO (1) | WO2013065031A2 (it) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106130189B (zh) * | 2016-08-30 | 2019-01-11 | 中国一冶集团有限公司 | 施工现场临时供电状态监控系统及方法 |
| EP3486439B1 (en) * | 2017-11-21 | 2023-01-04 | Ansaldo Energia S.p.A. | M+n combined cycle power plant and method of controlling a m+n combined cycle power plant |
| CN111396157B (zh) * | 2020-04-28 | 2021-03-30 | 山西大学 | 一种热电负荷自动控制方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081956A (en) * | 1976-05-13 | 1978-04-04 | General Electric Company | Combined gas turbine and steam turbine power plant |
| GB2166198A (en) * | 1984-10-25 | 1986-04-30 | Westinghouse Electric Corp | Improved steam turbine load control in a combined cycle electrical power plant |
| US5301499A (en) * | 1990-06-28 | 1994-04-12 | General Electric Company | Overspeed anticipation and control system for single shaft combined cycle gas and steam turbine unit |
| US20040088966A1 (en) * | 2002-11-13 | 2004-05-13 | Satoshi Tanaka | 1-Axis type combined cycle plant |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3702266B2 (ja) * | 2002-11-13 | 2005-10-05 | 三菱重工業株式会社 | デュアル燃料型一軸コンバインドプラントにおける蒸気タービン出力推定装置 |
| CN101769180B (zh) * | 2009-01-05 | 2013-08-14 | 华北电力科学研究院有限责任公司 | 一种双轴燃气-蒸汽联合循环机组控制方法及其系统 |
-
2011
- 2011-11-04 IT IT002010A patent/ITMI20112010A1/it unknown
-
2012
- 2012-11-05 CN CN201280066171.3A patent/CN104040119B/zh active Active
- 2012-11-05 WO PCT/IB2012/056166 patent/WO2013065031A2/en active Application Filing
- 2012-11-05 EP EP12808479.5A patent/EP2776685B1/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081956A (en) * | 1976-05-13 | 1978-04-04 | General Electric Company | Combined gas turbine and steam turbine power plant |
| GB2166198A (en) * | 1984-10-25 | 1986-04-30 | Westinghouse Electric Corp | Improved steam turbine load control in a combined cycle electrical power plant |
| US5301499A (en) * | 1990-06-28 | 1994-04-12 | General Electric Company | Overspeed anticipation and control system for single shaft combined cycle gas and steam turbine unit |
| US20040088966A1 (en) * | 2002-11-13 | 2004-05-13 | Satoshi Tanaka | 1-Axis type combined cycle plant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2776685A2 (en) | 2014-09-17 |
| CN104040119A (zh) | 2014-09-10 |
| CN104040119B (zh) | 2016-02-10 |
| WO2013065031A2 (en) | 2013-05-10 |
| WO2013065031A3 (en) | 2013-07-11 |
| EP2776685B1 (en) | 2017-01-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105700494B (zh) | 基于模型的组合循环发电厂负载控制 | |
| RU2566864C2 (ru) | Способ управления электростанцией с комбинированным циклом | |
| CA2747047C (en) | Steam temperature control using dynamic matrix control | |
| CN101769180A (zh) | 一种双轴燃气-蒸汽联合循环机组控制方法及其系统 | |
| JP2021014839A (ja) | スチームパワー発電プラント、スチームパワー発電プラントの改造方法及びスチームパワー発電プラントの運転方法 | |
| SA06270022B1 (ar) | وحدة متحدة لتوليد الطاقة الكهربية وإزالة الملوحة وطريقة تشغيلها | |
| JP2019027398A (ja) | コンバインドサイクル発電プラントおよびコンバインドサイクル発電プラントの制御方法 | |
| RU2565478C1 (ru) | Способ обеспечения частотной характеристики парогазовой электростанции | |
| ITMI20112010A1 (it) | Metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica e impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica | |
| Richter et al. | Flexibilization of coal-fired power plants by dynamic simulation | |
| JP6754880B2 (ja) | 電力供給システム | |
| KR20170086408A (ko) | 파워 플랜트의 작동 방법 및 파워 플랜트 | |
| JP6012773B2 (ja) | 太陽熱蒸気発電所における出力調整および／または周波数調整 | |
| JP4208397B2 (ja) | コンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置 | |
| CN114341467B (zh) | 联合循环频率控制系统和方法 | |
| JP2001041403A (ja) | ボイラ制御装置 | |
| ITMI20111941A1 (it) | Impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica e metodo per operare detto impianto | |
| CN110168207B (zh) | 控制系统、燃气轮机、发电设备以及燃料温度的控制方法 | |
| JP6795419B2 (ja) | 湿分利用ガスタービン | |
| JP2012215340A (ja) | 蒸気送気システム及び蒸気送気方法 | |
| US20240235199A1 (en) | Plant for the production of electrical energy and method for operating said plant | |
| US20150000301A1 (en) | System and method for modeling bottoming cycle performance of a combined cycle power plant | |
| JP6516209B2 (ja) | 蒸気タービン発電機の抽気制御方法 | |
| Braun et al. | Report on High-Fidelity Dynamic Modeling of a Coal-Fired Steam Power Plant | |
| ITMI20101428A1 (it) | Metodo per la gestione del margine di riserva primaria in un impianto per la produzione di energia elettrica e impianto per la produzione di energia elettrica |