RU2517000C2 - Способ стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания - Google Patents
Способ стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания Download PDFInfo
- Publication number
- RU2517000C2 RU2517000C2 RU2011129619/06A RU2011129619A RU2517000C2 RU 2517000 C2 RU2517000 C2 RU 2517000C2 RU 2011129619/06 A RU2011129619/06 A RU 2011129619/06A RU 2011129619 A RU2011129619 A RU 2011129619A RU 2517000 C2 RU2517000 C2 RU 2517000C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- turbine
- generator
- gas
- shaft
- steam turbine
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 title abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 23
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 101100006960 Caenorhabditis elegans let-2 gene Proteins 0.000 claims description 3
- 101100293589 Kluyveromyces lactis (strain ATCC 8585 / CBS 2359 / DSM 70799 / NBRC 1267 / NRRL Y-1140 / WM37) NAR1 gene Proteins 0.000 claims description 3
- 101100409519 Schizosaccharomyces pombe (strain 972 / ATCC 24843) let1 gene Proteins 0.000 claims description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 abstract 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 62
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
- F02C3/10—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor with another turbine driving an output shaft but not driving the compressor
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/16—Control of working fluid flow
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
- H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
- H02P9/04—Control effected upon non-electric prime mover and dependent upon electric output value of the generator
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2270/00—Control
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2270/00—Control
- F05D2270/01—Purpose of the control system
- F05D2270/06—Purpose of the control system to match engine to driven device
- F05D2270/061—Purpose of the control system to match engine to driven device in particular the electrical frequency of driven generator
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
- Connection Of Motors, Electrical Generators, Mechanical Devices, And The Like (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания. Двухвальная газовая турбина содержит мощную турбину и газогенератор, причем мощная турбина посредством первого вала соединена с первым генератором с возможностью передачи крутящего момента. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. Обычные методы для стабилизации частоты сопряжены с высокими инвестиционными затратами и потерями КПД. Для решения этих проблем изобретение предусматривает, что первый вал мощной турбины и первого генератора постоянно вращается синхронизированным образом с сетью электропитания, и первый генератор приводит во вращение в качестве двигателя, а второй вал газогенератора постоянно вращается с числом оборотов запуска, причем при запросе мощности газогенератор запускается, и мощная турбина приводится в действие выработанным горячим газом газогенератора, так что первый генератор вырабатывает ток. Изобретение позволяет повысить эффективность и экономичность стабилизации сетевой частоты. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к способу стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания, при котором по меньшей мере двухвальная газовая турбина содержит мощную турбину и газогенератор, причем мощная турбина посредством первого вала соединена с первым генератором с возможностью передачи крутящего момента. Наряду с этим предметом изобретения является устройство для осуществления способа.
Для поддержки частоты внутри сетевого комплекса для всех операторов электростанций существует обязанность обеспечивать определенный резерв по мощности, который может запрашиваться в течение заданного времени, при этом в принципе первичное и вторичное регулирование различается. Дополнительная отдача мощности служит тому, чтобы частоту, находящуюся ввиду непокрываемой потребности в мощности (спрос по питанию в сети выше предложения) ниже заданного значения, вновь привести на заданное значение.
При этом требования варьируются от сети к сети. Согласно правилам UCTE (Союз по координации передачи электрической энергии) требуется, например, дополнительная отдача мощности 2% в течение 30 секунд (первичное регулирование; в общем случае говорят о первичном регулировании в диапазоне 10-30 секунд или в общем случае о регулировании частоты в секундном диапазоне). Этот резерв мощности обеспечивается при этом различными мерами внутри уже находящихся в сети установок генерации энергии, которые приводят к ухудшению характеристик установок генерации энергии и к повышенным техническим затратам, которые проявляются в стоимости.
Кроме того, также имеются зависимые от сети правила для обеспечения дополнительной мощности в диапазоне более 30 секунд, до 30 минут (вторичное регулирование или, в общем, частотное регулирование в минутном диапазоне), которое наряду с уже имеющимися в сети установками может также предоставляться находящимися в резерве установками для пиковых нагрузок.
В паротурбинных электростанциях (DKW) поддержание резерва в секундном диапазоне при современном уровне техники осуществляется, в том числе путем дросселирования клапанов турбины, то есть накоплением энергии в котле, так что при потребности, просто за счет большего открытия клапанов турбины, дополнительная мощность в секундном диапазоне может предоставляться в распоряжение. Одновременно также повышается мощность топки, чтобы за счет снятия дросселирования кратковременно повышенную мощность также иметь возможность обеспечивать и долговременно.
Дросселирование клапанов имеет, в общем случае, также побочный эффект, заключающийся в том, что в нормальном режиме на кпд установки и абсолютную мощность всегда может оказываться негативное влияние. Поскольку должна быть возможна повышенная мощность топки, это приводит также к расчету с завышенными допусками котла с его вспомогательными и дополнительными установками и к ухудшенному балансу затрат.
Другая используемая в настоящее время возможность, чтобы требуемый резерв мощности кратковременно предоставлять в распоряжение (часто в комбинации с дросселированием клапанов турбины), связана с так называемым подпором конденсата. При этом отбираемый пар приводится к подогревателям низкого давления (в необходимом случае до 0 кг/с). Этот расход пара предоставляется в распоряжение соответственно для генерации электрического тока в паротурбогенераторе. Имеющие место из-за этого в конденсаторе повышенные количества конденсата сначала промежуточным образом накапливаются в так называемом сборнике конденсата, и после того как топочная мощность котла была соответственно повышена, уровень сборника конденсата вновь возвращается на нормальное значение. Одновременно также сокращается подаваемая насосом конденсата масса конденсата, чтобы несмотря на уменьшение отбираемого пара поддерживать температуру конденсата. Чтобы иметь возможность в целом гарантировать это, необходимо отапливаемый котел и его вспомогательные и дополнительные установки рассчитывать с завышенными допусками (то есть, с дополнительными затратами). В соответствии с этим в нормальном режиме установка эксплуатируется в режиме частичной нагрузки, что ведет к соответствующей потере по кпд.
Исходя из проблем и недостатков уровня техники в основе изобретения лежит задача усовершенствовать способ вышеназванного типа таким образом, чтобы стабилизация сетевой частоты, с одной стороны, осуществлялась особенно эффективно, а с другой стороны, экономичным образом.
Для решения соответствующей изобретению задачи предложено, что первый вал мощной турбины и первого генератора постоянно вращается синхронизированным образом с сетью электропитания, и генератор приводит во вращение в качестве двигателя, и второй вал газогенератора постоянно вращается с пусковой частотой вращения (числом оборотов запуска), причем при запросе нагрузки газогенератор запускается, и мощная турбина приводится в действие выработанным газом газогенератора, так что генератор вырабатывает ток.
В качестве мощной турбины обозначается та часть газовой турбины, которая используется для производства пригодной для использования технической работы, особенно для генерации электрического тока. При этом речь идет о части турбины, которая не используется для привода компрессора газовой турбины.
Решающее преимущество изобретения состоит в том, что необходимое для достижения возможности быстрого старта собственное потребление - с одной стороны, двухвальной газовой турбины посредством пускового двигателя, который поддерживает газогенератор на числе оборотов запуска, а с другой стороны, работа генератора в режиме двигателя синхронно с сетевой частотой - существенно ниже, чем дополнительно получаемая мощность при том же использовании первичной энергии, например, в паротурбинной электростанции, за счет устранения или сокращения какого-либо дросселирования клапанов турбины. Экономия затрат обеспечивается также за счет того, что в электростанциях котел со своими вспомогательными и дополнительными установками может проектироваться с меньшими допусками, так как дополнительно требуемое тепло, потребность в котором обеспечивается, например, посредством накопителя конденсата, не требуется подавать в отапливаемый котел, что приводит к экономии затрат и улучшению производительности. Таким способом, например, паротурбинные электростанции в нормальном режиме могут эксплуатироваться более экономично.
Особые преимущества обеспечиваются, если способ в рамках модернизации имеющейся установки в отношении способа работы делается более универсальным, так что можно также быстро реагировать на изменяющиеся рынки. Соответствующий изобретению способ обеспечивает возможность установки газовой турбины подобно «бустеру» (усилителю), который сравнительно экономичным образом может покрывать потребность пиковой нагрузки, не оказывая негативного влияния на резервную мощность. Бустерная функция соответствующего изобретению способа может также использоваться в параллель с обычными механизмами резервирования, например, паротурбинных электростанций, так что, например, наряду с дросселированием клапанов турбины для предоставления резерва мощности посредством переключения также возможно соответствующее изобретению предоставление резерва мощности.
Предпочтительное дальнейшее развитие изобретения предусматривает, что газовая турбина и первый генератор соответствуют паротурбинной электростанции, которая содержит центральное управление, которое управляет газовой турбиной и паротурбинной электростанцией, которое при запрашивании мощности от паротурбинной электростанции, которая лежит выше определенной границы, инициирует запуск газогенератора. Настоящее изобретения является наиболее предпочтительным, потому что, например, обычные, связанные с затратами механизмы предоставления резерва паротурбинной электростанции могут экономиться или заменяться.
Целесообразным способом газогенератор содержит по меньшей мере один компрессор, камеру сгорания и пусковой двигатель, которые посредством второго вала соединены по меньшей мере с возможностью передачи крутящего момента. Эта конфигурация соответствует конфигурации обычной газогенераторной части двухвальной газовой турбины и является коммерчески доступной.
Кроме того, является целесообразным, если паротурбинная электростанция содержит по меньшей мере одну паровую турбину, котел, конденсатор и второй генератор, где поток отработавшего газа из газовой турбины направляется в котел-утилизатор, в котором среда контура циркуляции паротурбинной электростанции перед вводом в котел предварительно нагревается. Таким образом не только поддерживается сетевая частота посредством электрической мощности первого генератора из мощной турбины, но и дополнительно разгружается отопление котла паротурбинной электростанции, так что получается улучшенный кпд и при пиковой нагрузке.
Так как собственное потребление энергии в большой паротурбинной электростанции является значительным, то для упрощения регулирования всего устройства из соответствующей изобретению газовой турбины и паротурбинной электростанции можно отдачу мощности первого генератора применять по меньшей мере частично или полностью для частичного или полного покрытия собственного потребления паротурбинной электростанции.
Особенно целесообразным является использование газового переходника между газовой турбиной и котлом-утилизатором, который поток отработанного газа направляет либо через котел-утилизатор, либо в байпас (перепуск), который сообщается с внешней средой. Таким способом газогенератор или газовая турбина может запускаться сначала в значительной степени независимо от контура циркуляции пара паротурбинной электростанции, и затем котел-утилизатор со своим вмешательством в термодинамику паротурбинной электростанции может активироваться через газовый переходник. Это приводит к дополнительному ускорению поддержки при пиковой нагрузке.
В интересах повышения кпд является целесообразным, если среда контура циркуляции паротурбинной электростанции при работе без поддержки газовой турбины выше по потоку относительно конденсатора нагревается в по меньшей мере одном подогревателе (экономайзере), который обогревается посредством отводов от паровой турбины, причем отводимая масса посредством отводных трубопроводов от паровой турбины направляется к подогревателю.
Кроме того, является целесообразным, если среда контура циркуляции при работе с поддержкой газовой турбины выше по потоку относительно конденсатора нагревается в подогревателях котла-утилизатора, которые обогреваются потоком отработанного газа из газовой турбины. В этой связи является целесообразным, если регулирующие клапаны размещены в отводных трубопроводах и в трубопроводах подогревателей котла-утилизатора, посредством которых при возрастающей поддержке газовой турбины отводимая масса из паровой турбины уменьшается, а масса от подогревателей котла-утилизатора повышается. Это термодинамическое вмешательство в контур циркуляции паротурбинной электростанции имеет следствием наряду с разгрузкой котла паротурбинной электростанции также повышенную отдачу мощности паровой турбины, так что соответствующий изобретению способ сначала создает быструю, чисто электрическую поддержку из энергии, выработанной первым генератором, а затем дополнительно поддерживает паротурбинную электростанцию термодинамически, так что, с одной стороны, кпд всего устройства повышается, а с другой стороны, осуществляется дополнительное повышение полной мощности.
В интересах максимально быстрой динамической поддержки вышеописанным способом посредством газовой турбины также является целесообразным, если во время работы без поддержки газовой турбины котел-утилизатор поддерживается на минимальной температуре, так что проток отработанного газа посредством газового переходника максимально близко по времени к запуску газового генератора может направляться через котел-утилизатор для подогрева среды контура циркуляции паротурбинной электростанции.
Далее изобретение более подробно описывается на конкретном примере выполнения со ссылками на чертеж. Для специалиста из этих вариантов осуществления должны быть понятны дополнительные возможности реализации изобретения, которые могут отклоняться от представленного конкретного примера выполнения.
На чертеже показано схематичное представление схемы соединения и способа функционирования различных компонентов установки согласно соответствующему изобретению способу.
На чертеже показано схематичное представление установки с паротурбинной электростанцией DKW и газовой турбиной GT с первым генератором GE1, которая работает согласно способу, соответствующему изобретению. Первый генератор GE1, как и второй генератор GE2 подключены к электрической сети NT электропитания с сетевой частотой f переменного тока и вращаются, соответственно, с числом оборотов, которое соответствует сетевой частоте f.
Газовая турбина GT содержит два вала S1, S2, причем первый вал S1 соединяет первый генератор GE1 с мощной турбиной РТ с возможностью передачи крутящего момента, а второй вал S2 соединяет пусковой двигатель SM с приводной турбиной DT и компрессором CO с возможностью передачи крутящего момента. Совместно с камерой сгорания СВ пусковой двигатель SM, компрессор CO и приводная турбина DT образуют газогенератор GG, который в случае потребности вырабатывает горячий газ GS для привода первого генератора GE1. Для стабилизации сетевой частоты f при внезапном запросе мощности запускается газогенератор GG, и мощная турбина РТ приводится горячим газом GS, так что первый генератор GE1 может вводить выработанную электрическую мощность Р1 в сеть NT. Для того чтобы запуск газогенератора GG мог осуществляться максимально быстро, пусковой двигатель SM вращает второй вал S2 постоянно с числом оборотов fI запуска, так что после инициированного центральным управлением CU зажигания камеры сгорания СВ газогенератор GG в течение кратчайшего времени вырабатывает требуемый горячий газ GS. Эксплуатируемая согласно заявленному способу газовая турбина GT в этом примере выполнения включена в состав паротурбинной электростанции DKW, и выработанная газовой турбиной GT или первым генератором GE1 мощность Р1 частично применяется для полного покрытия собственного потребления паротурбинной электростанции DKW и газовой турбины GT. Избытки выработанной мощности Р1 вводятся в сеть NT. Центральное управление CU управляет как процессами газовой турбины GT или первого генератора GE1, так и процессами всей паротурбинной электростанции DKW.
Наряду с регулирующей и электрической связью между паротурбинной электростанцией DKW и работающей согласно заявленному способу газовой турбиной GT или первым генератором GE1 данный пример выполнения также предусматривает термодинамическую связь между газовой турбиной GT и контуром циркуляции паротурбинной электростанции DKW в случае потребности или при работе с поддержкой газовой турбины.
Паротурбинная электростанция DKW содержит следующие компоненты, перечисляемые в направлении циркуляции среды CF контура циркуляции: паровая турбина ST, конденсатор CON, насос конденсата CP, первый подогреватель PH1, второй подогреватель PH2, питающий насос FP, третий подогреватель PH3, второй котел BO2. С паровой турбиной ST связан второй генератор GE2 с возможностью передачи крутящего момента и синхронизированный с сетевой частотой f. Паровая турбина ST в трех различных местах с различными температурами и различным давлением снабжена отводами посредством отводных трубопроводов LET1, LET2, LET3, через которые направляется соответствующая отводимая масса CF1, CF2, CF3 среды контура циркуляции. В соответствии с их температурой и их соответствующим давлением отвода отводимые массы CF1, CF2, CF3 распределяются на три подогревателя РН1, РН2, РН3, так что первый подогреватель PH1 получает отводимую массу CF1 самого низкого давления и самой низкой температуры для подогрева, а третий подогреватель PH3 получает отводимую массу CF3 с наивысшей температурой.
При работе с термодинамической поддержкой посредством газовой турбины GT подогреватели PH1, РН2, РН3 по меньшей мере частично поддерживаются посредством подогревателей PHEX1, РНЕХ2 котла-утилизатора, к которым трубопроводы LPHEX1, LPHEX2 подогревателей котла-утилизатора направляют массы CFPHEX1, CFPHEX2 подогревателей котла-утилизатора среды CF контура циркуляции. В трубопроводах LET1-LET3 подогревателей и в трубопроводах LPHEX1, LPHEX2 подогревателей котла-утилизатора предусмотрены клапаны VLET1, VLET2, VLET3 трубопроводов подогревателей и, соответственно, клапаны VLPHEX1, VLPHEX2 трубопроводов подогревателей котла-утилизатора. Посредством этих клапанов можно уменьшить отводимую массу из паровой турбины ST среды CF контура циркуляции и увеличить массу CFPHEX1 или CFPHEX2 подогревателей котла-утилизатора, так что поток ЕХ отработанного газа в котле-утилизаторе ВО2 берет на себя предварительный нагрев среды контура циркуляции.
Отработанный газ ЕХ из газогенератора GG или мощной турбины РТ достигает сначала газового переходника DD, который поток ЕХ отработанного газа направляет либо через байпас BY в окружающую среду EV, либо в котел-утилизатор ВО2. Котел-утилизатор ВО2 сообщается после охлаждения отработанного газа ЕХ также с окружающей средой EV. Для случая, когда поток отработанного газа не направляется через котел-утилизатор, закрытая дождевая заслонка WV снижает возможные потери тепла (дежурный режим работы).
Котел-утилизатор ВО2 во время работы поддерживается выше минимальной температуры запуска, так что может осуществляться быстрая термическая связь котла-утилизатора ВО2 с контуром циркуляции паротурбинной электростанции. Для этого в режиме работы без поддержки газовой турбины часть среды CF контура циркуляции через трубопроводы LPHEX1, LPHEX2 подогревателей котла-утилизатора направляется через котел-утилизатор ВО2.
Claims (10)
1. Способ стабилизации сетевой частоты (f) электрической сети (NT) электропитания, при котором по меньшей мере двухвальная газовая турбина (GT) имеет два вала (S1, S2), первый вал (S1) и второй вал (S2), причем газовая турбина (GT) содержит мощную турбину (РТ) и приводную турбину (DT) газогенератора (GG),
причем первый вал (S1) соединяет первый генератор (GE1) с мощной турбиной (РТ) с возможностью передачи крутящего момента, и
второй вал (S2) соединяет пусковой двигатель (SM) с приводной турбиной (DT) и компрессором (CO) с возможностью передачи крутящего момента,
отличающийся тем, что
первый вал (S1) мощной турбины (РТ) и первого генератора (GE1) постоянно вращается синхронизированным образом с сетью (NT) электропитания, и первый генератор (GE1) приводит мощную турбину (РТ) в качестве двигателя, и
второй вал (S2) газогенератора (GG) постоянно вращается с числом (fI) оборотов запуска,
причем при запросе мощности газогенератор (GG) запускается, и мощная турбина (РТ) приводится в действие выработанным горячим газом (GS) газогенератора (GG), так что первый генератор (GE1) вырабатывает ток (Р).
причем первый вал (S1) соединяет первый генератор (GE1) с мощной турбиной (РТ) с возможностью передачи крутящего момента, и
второй вал (S2) соединяет пусковой двигатель (SM) с приводной турбиной (DT) и компрессором (CO) с возможностью передачи крутящего момента,
отличающийся тем, что
первый вал (S1) мощной турбины (РТ) и первого генератора (GE1) постоянно вращается синхронизированным образом с сетью (NT) электропитания, и первый генератор (GE1) приводит мощную турбину (РТ) в качестве двигателя, и
второй вал (S2) газогенератора (GG) постоянно вращается с числом (fI) оборотов запуска,
причем при запросе мощности газогенератор (GG) запускается, и мощная турбина (РТ) приводится в действие выработанным горячим газом (GS) газогенератора (GG), так что первый генератор (GE1) вырабатывает ток (Р).
2. Способ по п.1, причем газовая турбина (GT) и первый генератор (GE1) соответствуют паротурбинной электростанции (DKW), которая содержит центральное управление (CU), которое управляет газовой турбиной (GT) и паротурбинной электростанцией (DKW), и упомянутое управление (CU) при запрашивании мощности от паротурбинной электростанции (DKW), которая лежит выше определенной границы (L1), инициирует запуск газогенератора (GG).
3. Способ по п.2, причем паротурбинная электростанция (DKW) содержит по меньшей мере одну паровую турбину (ST), первый котел (BO1), конденсатор (CON) и второй генератор (GE2), и поток отработанного газа (ЕХ) из газовой турбины (GT) направляется в котел-утилизатор (BO2), в котором среда (CF) контура циркуляции паротурбинной электростанции (DKW) перед вводом в первый котел (BO1) предварительно нагревается посредством потока отработанного газа (ЕХ).
4. Способ по п.2, причем отдача мощности первого генератора (GE1) применяется частично или полностью для частичного или полного покрытия собственного потребления паротурбинной электростанции (DKW).
5. Способ по п.3, причем между газовой турбиной (GT) и котлом-утилизатором (BO2) размещен газовый переходник (DD), который направляет поток отработанного газа (ЕХ) либо через котел-утилизатор (BO2), либо в байпас (BY), который сообщается с внешней средой (EV).
6. Способ по п.2, причем среда (CF) контура циркуляции при работе без поддержки газовой турбины выше по потоку относительно конденсатора (CON) нагревается в по меньшей мере одном подогревателе (PH1, РН2, РН3), причем подогреватель (PH1, РН2, РН3) обогревается посредством отводов от паровой турбины (ST), причем отводимая масса (CF1, CF2, CF3) посредством отводных трубопроводов (LET1, LET2, LET3) от паровой турбины (ST) направляется к подогревателю (PH1, РН2, РН3).
7. Способ по п.3, причем среда (CF) контура циркуляции при работе с поддержкой газовой турбины выше по потоку относительно конденсатора (CON) нагревается в подогревателях (РНЕХ1, РНЕХ2) котла-утилизатора, которые обогреваются потоком отработанного газа (ЕХ).
8. Способ по п.6 или 7, причем в отводных трубопроводах (LET1, LET2, LET3) размещены регулирующие клапаны (VLET1, VLET2, VLET3), а в трубопроводах (LPHEX1, LPHEX2) подогревателей котла-утилизатора размещены регулирующие клапаны (VLPHEX1, VLPHEX2), причем посредством регулирующих клапанов (VLET1, VLET2, VLET3) при возрастающей поддержке газовой турбины отводимая масса (CF1, CF2, CF3) уменьшается, а посредством регулирующих клапанов (VLPHEX1, VLPHEX2) масса (CFPHEX1, CFPHEX2) подогревателей котла-утилизатора повышается.
9. Способ по п.3, причем во время работы без поддержки газовой турбины котел-утилизатор (BO2) поддерживается на минимальной температуре.
10. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-9.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE102008062588.4 | 2008-12-16 | ||
| DE200810062588 DE102008062588B4 (de) | 2008-12-16 | 2008-12-16 | Verfahren zur Stabilisierung der Netzfrequenz eines elektrischen Stromnetzes |
| PCT/EP2009/066234 WO2010072524A2 (de) | 2008-12-16 | 2009-12-02 | Verfahren zur stabilisierung der netzfrequenz eines elektrischen stromnetzes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011129619A RU2011129619A (ru) | 2013-01-27 |
| RU2517000C2 true RU2517000C2 (ru) | 2014-05-27 |
Family
ID=42194033
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129619/06A RU2517000C2 (ru) | 2008-12-16 | 2009-12-02 | Способ стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8981583B2 (ru) |
| EP (1) | EP2366062B1 (ru) |
| CN (1) | CN102257247B (ru) |
| DE (1) | DE102008062588B4 (ru) |
| RU (1) | RU2517000C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010072524A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2968706A1 (fr) * | 2010-12-10 | 2012-06-15 | Alstom Technology Ltd | Circuit d'alimentation en vapeur d'une turbine |
| EP2684269A2 (en) * | 2011-03-11 | 2014-01-15 | Siemens Aktiengesellschaft | Power generation unit driver, power generation unit and energy output equipment in power grid |
| DE102011078195A1 (de) * | 2011-06-28 | 2013-01-03 | Siemens Aktiengesellschaft | Sollwertanpassung bei einem Dampfkraftwerk |
| ES2578294T3 (es) | 2011-09-07 | 2016-07-22 | Alstom Technology Ltd. | Procedimiento de funcionamiento de una central eléctrica de ciclo combinado |
| ES2535513T3 (es) | 2011-09-07 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Método para el funcionamiento de una central eléctrica |
| JP5639568B2 (ja) * | 2011-11-15 | 2014-12-10 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ２軸式ガスタービン |
| DE102012204218A1 (de) * | 2012-03-16 | 2013-09-19 | Siemens Aktiengesellschaft | Leistungsregelung und/oder Frequenzregelung bei einem solarthermischen Dampfkraftwerk |
| DE102013221750A1 (de) * | 2012-11-15 | 2014-05-15 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur rechnergestützten Steuerung der Leistung in einem elektrischen Stromnetz |
| EP2770171A1 (en) * | 2013-02-22 | 2014-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method for providing a frequency response for a combined cycle power plant |
| EP2930320A1 (de) * | 2014-04-07 | 2015-10-14 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betreiben einer Dampfturbine |
| EP3061919B1 (en) | 2015-02-24 | 2017-11-22 | Ansaldo Energia Switzerland AG | A gas turbine arrangement and a method for operating the gas turbine arrangement |
| EP3130780A1 (de) | 2015-08-14 | 2017-02-15 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum kuppeln von zwei teilwellen |
| CN108590857B (zh) * | 2018-04-17 | 2022-05-13 | 章礼道 | 变速同步电机驱动压气机的重型燃气轮机 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4184083A (en) * | 1977-05-30 | 1980-01-15 | Nissan Motor Company, Limited | Closed loop rotational speed control system for gas turbine engine electric generator |
| EP0432753A1 (en) * | 1989-12-12 | 1991-06-19 | Ebara Corporation | Speed stabilization apparatus for two shaft gas turbine |
| RU2121746C1 (ru) * | 1991-11-21 | 1998-11-10 | Сименс АГ | Паротурбинная электростанция, способ ее эксплуатации, объединенная энергосеть и способ ее эксплуатации |
| RU2312229C2 (ru) * | 2002-05-22 | 2007-12-10 | Ормат Текнолоджиз Инк. | Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB932718A (en) * | 1960-05-24 | 1963-07-31 | Head Wrightson & Co Ltd | Combined gas turbine and steam turbine power plant |
| US3255586A (en) * | 1962-09-12 | 1966-06-14 | Dresser Ind | Gas turbine capable of rapidly accepting or rejecting a load with minimum speed deviation |
| DE1198131B (de) | 1964-02-12 | 1965-08-05 | Daimler Benz Ag | Zweikreis-Gasturbinenstrahltriebwerk |
| USRE30589E (en) * | 1978-12-18 | 1981-04-28 | Fast Load Control Inc. | Method of effecting fast turbine valving for improvement of power system stability |
| SE457041B (sv) * | 1981-03-05 | 1988-11-21 | Abb Stal Ab | Infasningsanordning foer en kraftanlaeggning med foerbraenning av ett braensle i en fluidiserad baedd. |
| EP0062932B1 (de) * | 1981-04-03 | 1984-12-05 | BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie. | Kombiniertes Gas-Dampfturbinen-Kraftwerk |
| US4529887A (en) * | 1983-06-20 | 1985-07-16 | General Electric Company | Rapid power response turbine |
| US4482814A (en) * | 1983-10-20 | 1984-11-13 | General Signal Corporation | Load-frequency control system |
| FI854138L (fi) * | 1985-10-23 | 1987-04-24 | Ahlstroem Oy | Trycksatt virvelbaeddspanna. |
| JP3913328B2 (ja) * | 1997-08-26 | 2007-05-09 | 株式会社東芝 | コンバインドサイクル発電プラントの運転方法およびコンバインドサイクル発電プラント |
| US6107693A (en) * | 1997-09-19 | 2000-08-22 | Solo Energy Corporation | Self-contained energy center for producing mechanical, electrical, and heat energy |
| US6608395B1 (en) * | 2000-03-28 | 2003-08-19 | Kinder Morgan, Inc. | Hybrid combined cycle power generation facility |
| US7513120B2 (en) * | 2005-04-08 | 2009-04-07 | United Technologies Corporation | Electrically coupled supercharger for a gas turbine engine |
| US7513100B2 (en) | 2005-10-24 | 2009-04-07 | General Electric Company | Systems for low emission gas turbine energy generation |
| US20100303608A1 (en) * | 2006-09-28 | 2010-12-02 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Two-shaft gas turbine |
| US20080148881A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Thomas Ory Moniz | Power take-off system and gas turbine engine assembly including same |
-
2008
- 2008-12-16 DE DE200810062588 patent/DE102008062588B4/de not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-12-02 RU RU2011129619/06A patent/RU2517000C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-12-02 CN CN200980150682.1A patent/CN102257247B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-12-02 WO PCT/EP2009/066234 patent/WO2010072524A2/de active Application Filing
- 2009-12-02 EP EP09774871A patent/EP2366062B1/de active Active
- 2009-12-02 US US13/139,734 patent/US8981583B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4184083A (en) * | 1977-05-30 | 1980-01-15 | Nissan Motor Company, Limited | Closed loop rotational speed control system for gas turbine engine electric generator |
| EP0432753A1 (en) * | 1989-12-12 | 1991-06-19 | Ebara Corporation | Speed stabilization apparatus for two shaft gas turbine |
| RU2121746C1 (ru) * | 1991-11-21 | 1998-11-10 | Сименс АГ | Паротурбинная электростанция, способ ее эксплуатации, объединенная энергосеть и способ ее эксплуатации |
| RU2312229C2 (ru) * | 2002-05-22 | 2007-12-10 | Ормат Текнолоджиз Инк. | Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| . * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE102008062588A1 (de) | 2010-06-24 |
| WO2010072524A2 (de) | 2010-07-01 |
| DE102008062588B4 (de) | 2010-11-25 |
| CN102257247B (zh) | 2014-11-26 |
| EP2366062A2 (de) | 2011-09-21 |
| US8981583B2 (en) | 2015-03-17 |
| CN102257247A (zh) | 2011-11-23 |
| WO2010072524A3 (de) | 2011-05-26 |
| EP2366062B1 (de) | 2012-10-03 |
| RU2011129619A (ru) | 2013-01-27 |
| US20110304159A1 (en) | 2011-12-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2517000C2 (ru) | Способ стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания | |
| RU2389878C2 (ru) | Способ разогрева паровой турбины | |
| US8739509B2 (en) | Single shaft combined cycle power plant start-up method and single shaft combined cycle power plant | |
| RU2508454C2 (ru) | Энергоустановка с перегрузочным регулирующим клапаном | |
| RU2535442C2 (ru) | Способ эксплуатации комбинированной электростанции | |
| JP5027887B2 (ja) | 蒸気タービン発電所並びに蒸気タービン発電所の高圧タービンの蒸気質量流量を増大する方法 | |
| RU2731144C2 (ru) | Компрессор с приводом от установки для утилизации тепла с органическим циклом Ренкина и способ регулирования | |
| CA2843446C (en) | Method for operating a combined-cycle power plant | |
| JP2011226467A (ja) | 圧縮熱回収システム | |
| RU2509215C2 (ru) | Способ управления газопаротурбинной установкой с частотным преобразователем | |
| JP6194563B2 (ja) | 多軸コンバインドサイクルプラント、その制御装置、及びその運転方法 | |
| CA2841753C (en) | Method for providing a frequency response for a combined cycle power plant | |
| JP4913087B2 (ja) | 複合発電プラントの制御装置 | |
| JP4503995B2 (ja) | 再熱蒸気タービンプラントおよびその運転方法 | |
| JP4885199B2 (ja) | ガスタービン運転制御装置及び方法 | |
| JP2015124710A (ja) | 制御装置、及び起動方法 | |
| JP2013076388A (ja) | 一軸型複合サイクル発電プラント及びその運転方法 | |
| JP2018003824A (ja) | プラント制御装置、プラント制御方法、および発電プラント | |
| JP2017506312A (ja) | 複合サイクルガスタービンプラント | |
| JP2014202151A (ja) | コンバインドサイクル発電プラントおよびその運転方法 | |
| RU2757468C1 (ru) | Способ работы парогазовой установки в период прохождения провалов графика электропотребления | |
| 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 | |
| KR20190007301A (ko) | 스팀의 생성과 발전이 연계된 엔진 시스템 | |
| JP2018035687A (ja) | プラント制御装置、プラント制御方法、および発電プラント | |
| JP2017115678A (ja) | プラント制御装置、プラント制御方法、および発電プラント |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161203 |