WO2006037417A1 - Verfahren und modul zum vorrausschauenden anfahren von dampfturbinen - Google Patents

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WO2006037417A1
WO2006037417A1 PCT/EP2005/009640 EP2005009640W WO2006037417A1 WO 2006037417 A1 WO2006037417 A1 WO 2006037417A1 EP 2005009640 W EP2005009640 W EP 2005009640W WO 2006037417 A1 WO2006037417 A1 WO 2006037417A1
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turbine
steam
model
metal
stress
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PCT/EP2005/009640
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English (en)
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Rudolf Sindelar
Lothar Vogelbacher
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Abb Technology Ag
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Publication date
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    • 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
    • F01D19/02—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith dependent on temperature of component parts, e.g. of turbine-casing
    • 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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/165—Controlling means specially adapted therefor

Definitions

  • the invention relates to a method for anticipatory, also referred to as predictive, start-up of steam turbines and a module for carrying out the method according to claims 1 and 23 and is particularly suitable for An ⁇ fahroptimierung of steam turbines with and without Darnpf reheating.
  • the plant operator incurs increased own costs, since the power generation takes place after the synchronization of the generator with the electrical supply network with a greatly reduced thermal efficiency compared to the operation of the turbine with the rated steam parameters.
  • the power plant blocks are operated according to the power requirement of the electrical supply network. If the power requirement of the supply network is low, selected power plant blocks must even be completely switched off. On the other hand, if the power consumption increases again, the power plant blocks are started again and switched to the electrical supply network. For the power plant operator, this startup process is costly and, in particular, depending on the downtime of a power plant block, the startup costs increase steadily.
  • the start of the boiler includes only a relatively small portion of the ge entire startup process of a power plant block.
  • the start-up period in which the costs are influenced by the boiler, is limited to the rapid provision of steam for the turbine start.
  • the starting parameters such as the live steam temperature and the inlet temperature of the superheated steam into the turbine, are usually selected according to the instantaneous metal temperature of the respective turbine parts.
  • the amount of steam supplied by the boiler via the diverting stations and the starting steam pressure of the boiler are decisively influenced by the structural design of the boiler.
  • start-up diagram for the shortest startup duration from the boiler and turbine suppliers, starting with the shortest startup duration can only be parameterized with the start steam set, such as the start steam temperature, the start steam pressure and the start metal temperature of the critical turbine components. For a cost-effective startup of the turbine and thereby also the power plant block thus the following two conditions must be met.
  • the first necessary condition for the cost-effective startup of the turbine and thus also of the power plant block is that the allowances of the allowable stress on the turbine metals are fully utilized for achieving the shortest turbine run.
  • the second necessary condition for the cost-effective startup of the turbine and thereby also of the power plant block is achieved by optimizing the increase of the inlet vapor pressure into the turbine.
  • the stress on the turbine metal in particular in the turbine rotors and the housing wall of the turbine, has hitherto been regulated by means of a so-called limit regulation, which becomes active only in the region above the allowable stress of the turbine.
  • This limit regulation corrects only for a short time the gradient of the inlet steam temperature of the turbine, if the stress of the turbine metal exceeds the permissible loading limit.
  • no regulation takes place on a nominal value of the stress in the range below the allowable stress of the turbine core.
  • the border control With the use of the border control, the shortest starting time of the turbine, and thereby also of the entire power plant block, which the power plant operator strives for is not achievable.
  • the increases in the steam parameters such as the steam temperatures and the steam pressures at the turbine inlet, as well as the speed-up of the turbine are exclusively pre-programmed. Assuming that the shortest startup duration is ensured after a startup diagram, only the startup steam temperatures predefined in the startup diagram and the vapor pressure increase defined in the startup diagram apply.
  • the invention has the object, a method and a module for carrying out the method for predictive Determination of optimum steam parameters at the turbine inlet, but also at Kesselaus ⁇ , specify for a cost-efficient startup of steam turbines, which is used in particular for the initial optimization of steam turbines with and without reheating, and thus an improved start-up strategy of the power plant block can be achieved with minimal cost.
  • thermodynamic behavior of the real turbine system is replicated stationary and dynamic and accelerated compared to the behavior of the real plant accelerated by a multiple , with which the operator of the power plant block advantageously has the preview of the required steam parameters for the starting process of the turbine within a very short time.
  • the acceleration factor can be set as large as desired by means of an adjuster placed on the predictive approach module.
  • the inlet steam parameters refer to the live steam temperature and the live steam pressure for turbines without reheating and to the fresh steam steam temperature, the live steam pressure and also on the inlet steam temperature and the inlet steam pressure in turbines with reheat.
  • the desired start steam temperature and the desired start steam pressure are also determined and made available to the boiler control for implementation be put.
  • thermodynamic parameters determined with the module according to the invention are compared with the current parameters of the real turbine.
  • the device for determining the reference voltage requires no measuring probe, which advantageously eliminates a costly design of the probe for detecting the stress of the critical turbine components, in particular in the double-housing design of a high-pressure turbine part due to the different housing expansions.
  • a device for the operational detection of the stress in the critical metal components of the turbine, ie of the turbine metal, which is introduced, for example, on a special probe introduced from the outside into the turbine, preferably at a critical metal point, to determine the Steam tempera ture is located.
  • the invention is furthermore provided as an alternative to detecting the three-dimensional stresses of the critical turbine components and the resulting results Comparative stresses, only the tangential thermal stresses of the outer and inner fibers of the critical point of the turbine component to be determined, namely on the basis of the simulated temperature difference between the respective metal fiber and the so-called integral mean temperature of the radial temperature distribution in the respective turbine component.
  • the tangential thermal stresses of the outer and inner fibers of the critical point of the turbine component are displayed to the operating personnel in addition to the current reference stresses of the outer and inner fibers.
  • the determined temperature differences only the tangential heat stress at the critical points of the turbine component, without taking into account the influence of the vapor pressure and the rotor speed, and thus represent only a part of tan ⁇ gentialen component of the existing three-dimensional voltage in the metal fiber
  • the determined temperature difference than Control variable used instead of the determined comparison voltage and thus advantageously a better Re ⁇ gel quality compared to the use of the determined reference voltage as Regel ⁇ size achieved.
  • the controlled variable with respect to the temperature difference is thus favorably influenced in terms of control technology when there is a change in the steam temperature as a result of the control variables changed by the controller, such as the opening speed of the control valves in turbines without reheating, the opening speed of the interception valves in turbines with reheat and the rate of change of the inlet steam temperature at the turbine inlet.
  • the stress is applied to the critical points of the turbine, preferably the turbine rotors. but also the housing wall of the turbine, regulated to an optimally rising Beanspru ⁇ chungs setpoint in the closed loop until it reaches its zulässi ⁇ gen stress limit and further to the identical with the allowable stress value, which is also referred to as stress control.
  • stress control As a manipulated variable, the opening speed of criz ⁇ valves and after reaching the maximum position of the control valves is used as a manipulated variable, the rate of increase of the inlet temperature at the turbine inlet.
  • the module for predictive start optimization comprises a dynamic model of the steam pipelines between the boiler and the turbine, whereby the corresponding steam temperatures at the boiler outlet are determined on the basis of the determined optimum course of the respective inlet steam temperature into the turbine can be determined.
  • the stress of the critical turbine metal is consistently exploited up to the permissible limit for achieving the shortest starting process, thereby fulfilling the first necessary condition for achieving the most cost-effective turbine startup is.
  • the second necessary condition for achieving the most cost-effective turbine start-up is to ensure a monotonous increase in live steam enthalpy, taking into account the maintenance of a uniform steam cycle. Ferzeugung fills by means of a proposed limit control of the live steam enthalpy.
  • the limit control of the monotone enthalpy increase uses the rate of change of the live steam pressure as the manipulated variable.
  • the resulting temporal course of the live steam pressure is determined here as the optimum course for the start-up process with simultaneously satisfied secondary conditions with respect to the monotonous increase in live steam enthalpy.
  • the enthalpy increase based on the fresh temperature increase is optimized as a percentage of the ratio of the differences between the live steam enthalpies and the live steam temperatures between their start and nominal values.
  • the minimum cost is always determined by calculating the calculated cost K shown in the following formula (1) taking into account the specific purchase price of the fuel ⁇ ßR.th. the specific selling price of the electric current ⁇ elStr and the difference ⁇ of the energy in the fuel ThE ⁇ e and the energy E Tu converted with the turbine at the conclusion of the starting process according to the following formula
  • the module according to the invention comprises a model for simulating stationary and dynamic behavior the real turbine system including the connecting pipe to the boiler, which simulates a much accelerated working model for the relevant physical variables, such as steam, metal temperatures, Dampfdrü ⁇ bridge, turbine speed by switching on the acceleration factor Be ⁇ .
  • Another peculiarity of the model for simulating the real turbine installation, including the connecting pipe to the boiler, as well as the preview model is that with these models the starting process using a start-up diagram for utilizing the available at the beginning of the starting process Exemptions of the allowable stress of the turbine metal is verifiable.
  • the resulting start-up costs by means of the above-mentioned Ekocons when starting after a start-up diagram can be determined with the preview model.
  • a comparison when starting the turbine after a start-up diagram using the Vorschaumodells with the method described above is possible.
  • the module for carrying out the method according to the invention for the predictive start of steam turbines of a turbine system comprises a preview model for determining the optimum steam parameters, such as the live steam pressure and the live steam temperature in front of the HP turbine in turbines without reheating and additionally the steam pressure and the Steam temperature of the superheated steam in turbines with reheating, at the turbine inlet and at the boiler outlet before each start of the turbine taking into account the complete Utilization of the allowable stress of the turbine metal, wherein the preview model the allowable stress of the turbine metal on an optimally rising stress setpoint until the allowable size of the Beanspru ⁇ tion of the turbine metal and continue until the end of the turbine approach to the permissible size of Regulates the stress limit of the turbine metal in a closed loop.
  • the preview model for determining the optimum steam parameters, such as the live steam pressure and the live steam temperature in front of the HP turbine in turbines without reheating and additionally the steam pressure and the Steam temperature of the superheated steam in turbines with reheating, at the turbine inlet
  • a model for simulating the stationary and dynamic behavior of the real turbine system which in particular the steam generator, is used to check the functions of the module according to the invention turbine, the piping, the bypass stations and the devices for operational recording of the rotor stress of the turbine simulates integrated into the module for predictive Anfahroptimierung.
  • the model for simulating the real turbine system is set up to simulate the turbine metal temperatures of the critical turbine parts, in particular for determining the tangential heat stresses of the critical turbine metal, and to feed the preview model for further processing.
  • the model for simulating the real turbine system comprises a partial model of the turbine, a partial model of diverter stations, a submodel of kausdampfrohr ⁇ lines between the boiler and the turbine to determine the heat and pressure loss in the steam pipe between the boiler and turbine and a module for determining the thermal stress on the critical components of the turbine.
  • an arbitrary acceleration factor for the preview model and the model for simulating the real turbine system for realizing a short determination duration of the steam parameter for starting the turbine system are set by means of an adjuster.
  • the turbine when the preview model is switched off, the turbine can be started up according to predetermined startup diagrams taking into account the time profiles of the entry steam parameters determined using the model for simulating the real turbine system.
  • the Vorschaumodell to determine the most cost-effective temporal course of the steam parameters at the turbine inlet and the boiler outlet processed before the start of the turbine, the predetermined measurement signals of the real turbine, taking into account the boiler usually minimally realizable starting steam temperature and the start-inlet temperature of the superheated steam, as well as the start entry steam pressures.
  • the described anticipatory determination of optimized steam parameters for cost-efficient startup of the turbine with the pre-expansion model can be activated not only before the turbine start, but also during the startup process of the real turbine in order to obtain the most favorable time profiles for the remaining part of the startup process To determine entry steam parameters and the operating staff to submit as default increases for the optimal start-up continuation.
  • the preview model and / or the model for modeling the behavior of the real turbine system default parameters, such as parameters that can be taken from thermal diagrams of the real steam temperatures and pressures, material values of the turbine rotors and / or the turbine housing and permissible Process comparative stresses on critical turbine metal parts.
  • the most cost-effective time profiles of the live steam parameters are advantageously obtained; in the case of steam turbines with overheating also the courses of the parameters of the temporarily superheated inlet steam. not only at the turbine inlet but also at the boiler outlet before each start of the turbine plant, taking into account the permissible stress of the turbine components, many times faster - in comparison with the duration of the real turbine start-up.
  • the startup process is thus characterized by a minimal start-up cost and also by a higher economic efficiency.
  • the method and system according to the invention with the characteristics described above can also be used for the predictive drive optimization of steam turbines of a turbine plant.
  • 1 is an exemplary representation of the module according to the invention for the determination of a predictive low-cost startup of a steam turbine
  • FIG. 2 shows a detailed representation of the module according to the invention for the determination of the anticipatory cost-effective startup of the steam turbine.
  • FIG 3 shows an exemplary embodiment of the module according to the invention for determining a predictive low-cost startup of the steam turbine in online operation, the relevant physical process data of the real turbine being supplied to the module for predictive start optimization for carrying out the functions of the module for predictive start optimization.
  • FIG. 4 shows a further exemplary embodiment of the module according to the invention for determining a prospective cost-effective startup of the steam turbine in offline operation, the relevant physical process data being the real turbine by means of a model for simulating the stationary turbine for executing the functions of the module according to the invention and dynamic behavior of the real turbine system
  • 5 shows a representation for the verification of the startup of the turbine after a start-up diagram by means of the model for simulating the stationary and dynamic behavior of the real turbine system
  • FIG. 4 shows a further exemplary embodiment of the module according to the invention for determining a prospective cost-effective startup of the steam turbine in offline operation, the relevant physical process data being the real turbine by means of a model for simulating the stationary turbine for executing the functions of the module according to the invention and dynamic behavior of the real turbine system
  • 5 shows a representation for the verification of the startup of the turbine after a start-up diagram by means of the model for simulating the stationary and dynamic behavior of the real turbine system
  • FIG. 4 shows a further exemplary embodiment of the
  • Fig. 6 shows the optimal time courses of the steam parameters and to these the corresponding curves of the stress when starting the turbine after a 48 hours standstill.
  • FIG. 1 shows an exemplary representation of the module 1 according to the invention for carrying out the method for determining a predictive cost-effective drive of a steam turbine, wherein optimum time profiles of the steam parameters at the turbine inlet and at the boiler outlet, in particular before each, are achieved by means of the module 1 according to the invention Startup of the turbine, taking into account the full utilization of the allowable stress of the turbine metal, hereinafter also called Metall ⁇ claiming determined.
  • the steam parameters relate to the fresh steam pressure upstream of the HP turbine (PFD. V H D) and at the boiler outlet (p a ⁇ ) and the fresh steam temperature upstream of the HP Turbi ⁇ ne (TFD. V HDT) and at the boiler outlet (T a ⁇ ) for turbines without reheating or to the live steam pressure before the HD turbine (PFD V HD) and at the boiler outlet (p a ⁇ ), the live steam temperature (TFD.VHDT) before the HP turbine and at the boiler outlet (T a ⁇ ) Steam pressure in front of the MD turbine (PZÜ.VMD) and at the boiler outlet (p a zü) and the steam temperature upstream of the MD turbine (TZÜ.VMDT) and at the boiler outlet (T a zü) for turbines with reheat.
  • the metal stress is controlled in a closed loop with the change in the opening speed of the control valves as manipulated variable YHD until the maximum control valve position. After reaching the maximum position of the control valves, the metal load in the closed loop is controlled with the change in the rate of increase of the live steam temperature as manipulated variable TFD.
  • the change in the stress at the critical point of the turbine metal which occurs only due to a change in the heat transfer coefficient, is recognized by the module 1 according to the invention and the proportion of the activity of the above-mentioned control according to the remaining requirements of the regulated Be ⁇ reduced demand.
  • the metal stress is controlled in turbines with reheating of the turbine part for the reheated steam in the closed loop with the change in the opening speed of the interceptor valves as manipulated variable YMD until reaching the maximum intercept valve position.
  • the metal stress of the turbine part for the reheated steam is controlled with the change in the rate of increase of the inlet temperature of the reheated steam as control variable TZ Ü D.
  • the reduction of the activity of the above-mentioned control is initiated when the load is due only to the change in the heat coefficient.
  • the optimum time profiles of the steam parameters at the turbine inlet and at the boiler outlet determined by the module 1 for predictive start optimization are, in particular, the steam temperature profile TvT (t) upstream of the HP (high pressure) partial turbine and MD (partial pressure) partial turbine, the temporal vapor pressure curve pvT (t) before the HP turbine section and MD turbine, the thermal turbine power and / or generator power P (t), the comparison stresses ⁇ v (t) of the critical metal locations of the turbine, which are determined from the outer fiber tension ⁇ v, a (t) of the critical metal locations of the turbine and the inner-fiber stress ⁇ v, i (t) of the critical metal locations of the turbine are determined, the allowable reference stresses ⁇ v, zul (t) of the critical metal locations of the turbine, which are from the permissible Outside fiber tension and the permissible inner fiber tension ⁇ v, zul (t) of the critical metal locations of the turbine are determined, the characterizing ⁇ the metal temperature differences .DELTA.T (t) the comparison stresses ⁇
  • the module 1 for predictive start-up optimization is provided to provide further time profiles Va1, Va2, such as the live steam enthalpy at the turbine inlet, for an optimized and cost-effective approach of the turbine.
  • the module 1 for predictive start optimization processes in addition to the operationally detected temperature field in the turbine rotor and / or in the turbine housing G1, the start boiler pressure K1 and limit signals K2 from the boiler 2.
  • the acceleration factor for connection to the module 1 by means of an adjuster 5, can be set arbitrarily large, so that the operating staff of the power plant block vor ⁇ in some advantageous way the preview of the required time profiles of Dampfparame ⁇ ter for the startup process of the turbine is present within a very short time.
  • Art measurement signals R1 other parameters for determining the time profiles of the steam parameters are st from the real turbine 3, in particular the minimum realizable from the boiler start temperature T HD, HD and HD start pressure p s tart, HD, or the start - MD temperature T s tart, MD and start MD pressure p s tart, MD.
  • the turbine speed n the steam pressure in the turbine before the HD blading P V HDB and before the MD blading P VM DB in a turbine with reheat, which for determining the time course of the live steam parameters - for steam turbines with reheat and the Increases in the parameters of the superheated steam - not only at the turbine inlet but also at the boiler outlet before each start of the turbine system are processed.
  • the module 1 for predictive start optimization comprises a preview model 10 which, for example, determines the allowable stress of the turbine metal in FIG a closed control loop to an optimal, up to the value of the permissible stress guided setpoint controls and then complies with the allowable stress regulated until reaching the rated steam parameters.
  • the manipulated variables are first the opening speed of the control valves and, after reaching the maximum position of the control valves, the rate of rise of the inlet temperature at the turbine inlet.
  • the preview model comprises 10 partial models P1-P15.
  • the submodels include, for example:
  • thermodynamic model of the steam turbine P1 including the regenerative feed water heating, the bypass stations and the pressure dynamics of the reheater, in the case of turbines with reheating,
  • the allowable stress X1 of the turbine from a database 11 of the module 1, the operationally detected turbine metal temperatures G1 from the device 4 for operational detection of the temperature field in Turbinenro ⁇ gate and / or in the turbine housing and the steam parameters R1 from the real turbine 3 the Vorschaumodell 10 for determining the optimized time profiles of the Dampf ⁇ parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ v (t), ⁇ v, zul (t), ⁇ T (t), ⁇ v , zul (t), Tstart.wu, the ekofactor and the entrainment enthalpy) at the turbine inlet and at the boiler outlet and these parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ v (t), ⁇ v, zul ( t), ⁇ T (t), ⁇ v, zul (t), Tstart.wu, the ekofactor and the entrainment enthalpy) at the outputs 01 to O9.
  • the pre-foam model 10 receives measurement signals R1 from the real turbine 3 at a first input In1 and the operationally determined temperature field at a further input In2 from the device 4 in the turbine rotor and / or in the turbine housing G1.
  • the switches A1 and A2 are in the upper position Ao.
  • the starting boiler pressure K1 which corresponds to the minimum starting fresh steam pressure to be realized by the boiler 2 or the superheated pressure - in the case of a turbine with intermediate superheating - and the limiting signals K2 from the critical metal points in the boiler 2 are transmitted via a third input In3 and a fourth input In4 the Vorschaumodell 10 for taking into account the increases of the inlet steam parameters of the turbine supplied.
  • the measurement signals simulated by the model 12 for simulating the turbine installation are fed to the preview model 10 for further processing at the exit M2.
  • the measurement signals from the real turbine 3 are reproduced by means of the model 12 for simulating the turbine system and the preview model 10 is simulated as measurement signals M1 at the first input. gear In1.
  • the switches A1 and A2 are in the lower position Au, the switch B in the upper position Bo, the switch A2 in the lower position Au and the switch C in the upper position Co.
  • the model 12 is used to model the real turbine system.
  • the signals R1 and G1 which are otherwise measured on the real turbine 3 are simulated and transmitted to the preview model 10 at the output M2 for further processing at the second input In2.
  • the preview model 10 and / or the model 12 for simulating the turbine system also process default parameters X1, such as design temperatures provided by a heat circuit diagram, material values of the turbine rotors and / or the turbine housing and the permissible limit of the comparison stresses on the critical metal parts which are preferably stored in a database 11 of the module 1 and are supplied to the preview model 10 at a fifth input In5 and to the model 12 for simulating the real turbine system at a sixth input In6.
  • default parameters X1 such as design temperatures provided by a heat circuit diagram, material values of the turbine rotors and / or the turbine housing and the permissible limit of the comparison stresses on the critical metal parts which are preferably stored in a database 11 of the module 1 and are supplied to the preview model 10 at a fifth input In5 and to the model 12 for simulating the real turbine system at a sixth input In6.
  • the startup of the turbine is based on a start-up diagram integrated in module 1 and with the aid of the frequently accelerated preview model 10 and / or the model 12 for the simulation of the turbine system with respect to the utilization of the permissible limits of the stress on the critical turbine metal (See Fig. 5), verified and allows a comparison with the approach to the Vorschaum model.
  • the switches B and A2 are in the lower positions Bu and Au and the switch C in the upper position Co and the temporal profiles of the Ein ⁇ vaporized vapor parameters according to startup diagram, which at the outputs D1 and D2 a Start-up diagram generator 13 are present, are transmitted by means of the input signals at Ers ⁇ th input In1 the preview model 10 and the seventh input In7 the model 12 for performing the verification.
  • the switch C is in the lower position Cu, taking into account the currently measured metal temperatures at critical points of the turbine metal, the "desired start steam temperature" for the HP or MD turbine inlet of the boiler control is presented as specification for the realization and for the "desired start steam temperature” for the HD or MD turbine entry, the start-up preview is determined with the aid of the preview model 10.
  • the module 1 shows an exemplary embodiment of the module 1 according to the invention for determining the anticipatory cost-effective startup of the steam turbine, wherein the measured process data from the real sub-turbine, such as temperatures and vapor pressures, of the functions of the module 1 for predictive start optimization, for example real turbine 3, the preview model 10 are supplied and thus present with these measurement signals of the turbine module 1.
  • the measured process data from the real sub-turbine such as temperatures and vapor pressures
  • the preview model 10 are supplied and thus present with these measurement signals of the turbine module 1.
  • the allowable stress of the turbine is determined by means of the temperature field in the turbine metal operatively detected by the device 4 and fed to the preview model 10 at the second input In2 from the output G1 of the device 4 for operational detection of the temperature field in the turbine engine and / or in the turbine housing for further processing.
  • connection of the measured values of the real turbine 3 to the module 1 for predictive startup optimization furthermore has the effect that at the first input In1 of the preview model 10, measurement signals R1 from the real turbine 3 are applied to the preview model for further processing.
  • the preview model 10 further processes the default parameters X1 from the database 11, which are fed to the preview model at the fifth input In5.
  • the preview model 10 processes, in addition to the detected metal temperatures G1, such as the outside temperature, mean temperature and internal temperature of the turbine metal, the starting boiler pressure K1 and limiting signals K2 from the boiler 2, which corresponds to the preview model at the third input In3 and at the fourth input In4 be supplied.
  • the preview model 10 provides the optimized time profiles of the steam parameters for the optimized approach to the outputs 01-09 of the turbine and the further courses of the preselected physical quantities from the startup process at the output Va1.
  • the stress of the critical turbine metal for the increase of the inlet steam temperature is fully used up to its permissible limit and the course of the increase of the live steam pressure and / or of the superheated pressure - in the case of turbines with reheatening runs optimally to the nominal values of the pressure, by regulating the stress in the turbine rotors in the closed loop and correcting the rise gradient of the inlet temperature even in the range below the permissible stress limits according to the above-described control method in the closed loop on a nominal value.
  • the live steam pressure and the steam pressure in front of the turbine part optimally increase for the intermediate superheated steam.
  • the optimum increase of the respective Eneries steam temperature is realized at the lowest start-up costs of the turbine in an advantageous manner.
  • the module 1 shows a further exemplary embodiment of the module 1 according to the invention for determining a prospective cost-effective startup of the steam turbine, wherein the real turbine 3 is simulated by the model 12 for simulating the stationary and dynamic behavior of the turbine system and for executing the functions of the module 1 predictive start-up optimization when the real turbine 3 is switched off, the stationary and dynamic behavior of the real turbine 3 is simulated.
  • the verification of the functions of the preview model is thus carried out by means of the model 12 contained in the module 1 for simulating the real turbine system, so that no signals from the real turbine 3 are required.
  • the permissible stress of the turbine is simulated by means of the model 12 and used to determine the optimized time profiles of the steam parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ T (t), ⁇ Tzul (t), Tstart.wu, of the ekofactor and the live steam enthalpy) at the turbine inlet and at the boiler outlet are supplied to the preview model 10 as simulated physical quantities M2 at the second inlet In2 for the further processing described above.
  • the model 12 for simulating the real turbine system also processes default parameters X1, such as the temperatures from a thermal map, Materi ⁇ alhong the turbine rotors and / or the turbine housing and the allowable limit of the comparison stresses on the critical metal parts, the sixth on ⁇ gear In6 the model 12 to replicate the real turbine system are supplied.
  • default parameters X1 such as the temperatures from a thermal map, Materi ⁇ alen the turbine rotors and / or the turbine housing and the allowable limit of the comparison stresses on the critical metal parts, the sixth on ⁇ gear In6 the model 12 to replicate the real turbine system are supplied.
  • the required measurement signals from the real turbine 3 are reproduced by the model 12 and transmitted to the preview model 10 as simulated measurement signals M1 at the first input In1.
  • FIG. 5 shows an illustration for the verification of the startup of the turbine according to one of the startup diagrams by means of the startup diagram generator 13, wherein when the preview model 10 is switched off, the turbine starts up according to predefined approach diagrams, taking into account the model 12 Replica of the real turbine system determined time profiles of the entry steam parameters D2 is executed.
  • the time profiles of the inlet steam parameters D2 according to the approach diagram generated with the startup diagram generator 13 are transmitted to the model 12 for modeling the real turbine system at the seventh input In7 in order to simulate the turbine startup according to the respective startup diagram with the model 12.
  • FIG. 6a shows, by way of example, the optimum time profiles of the steam parameters
  • FIG. 6b shows the corresponding curves of the stress of the turbine metal during startup of the HP turbine part after a forty-eight hour turbine standstill, taking into account the permissible stressing of the critical points of the turbine metal by means of the module 1 according to the invention.
  • Fig. 6a the turbine speed n, the curves of the manipulated variable for the FD control valves YRD, the live steam pressure upstream of the HD turbine part PFD.
  • V HDT the steam pressures before blading of the HP sub-turbine P V HDB, at the boiler outlet p a ⁇ , and behind the HP sub-turbine P hHDT , and the temperature profiles of the radial temperature distribution in the critical turbine component with the outer fiber T a , the integral Mean temperature T m and the inner fiber Tj and the curves of the temperatures in front of the HD turbine part TFD.
  • the course of the steam mass flows IDHDT, rn MD ⁇ through the HD and MD turbine and the steam mass flow ITIHDBP through the HD diverter station and the generator power Pe e n for the optimized approach is shown.
  • FIG. 6b shows the curves of the stress of the turbine metal corresponding to FIG. 6a, the time profiles of the admissible comparative stresses ⁇ a , zui, ⁇ j, zui of the critical metal locations of the turbine being shown.
  • the permissible comparative stresses ⁇ a, Z ui, CFJ, ZU I refer to the outer fiber stress ⁇ a and inner fiber stress ⁇ i of the critical metal locations of the turbine in the corresponding permissible limit of the characteristic temperature differences ⁇ T i2UL , ⁇ T a to L as difference .DELTA.T a, ⁇ Tj between the integral mean temperature T m of the radial Tempera ⁇ turverotti in the turbine component and the temperature of the outer fiber T a, or the integral mean temperature T m of the radial temperature distribution in the Turbinen ⁇ component and the temperature of the inner fiber Tj of the metal turbine component.
  • G1 output signals based on the determined temperature field of the turbine rotor and / or the turbine housing
  • In1 Input signals as measurement signals to be adjusted from the real turbine In2 Input signals for metal temperatures to be matched from the model for the simulation of the turbine system or measurement signals from the real turbine
  • In5 input signals such as the real steam temperatures or
  • In6 input signals such as the real steam temperatures or
  • M1 reproduced measured signals for the preview model by means of the model for simulating the turbine system
  • Va 1 output signals of the preview model as further relevant data for the time profiles of the entry parameters from the determined start-up of the respective sub-turbine
  • TFD Manipulated variable for the rate of change of the live steam inlet steam temperature at the turbine inlet in turbines without intermediate overheating
  • ⁇ T aZUL permissible temperature differences as difference ⁇ Tj between the integra ⁇ len mean temperature T m of the radial temperature distribution in the Turbi ⁇ nenkomponente and the temperature of the inner fiber Tj

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Abstract

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und ein Modul zum vorrausschauenden Anfahren von Dampfturbinen einer Turbinenanlage mittels eines Moduls (1), wobei optimierte zeitliche Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor und/oder während dem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls mittels eines im Modul (1) integrierten Vorschaumodells (10) ermittelt werden. Die Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls wird auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zum Erreichen einer zulässigen Beanspruchungsgrenze mittels dem Vorschaumodell (10) geregelt. Weiterhin wird mittels dem Vorschaumodell (10) die zulässige Beanspruchung bis zum Erreichen der Nenn-Dampftemperaturen geregelt eingehalten, wobei als Stellgrössen für die Kessel und/oder Turbinenregelung die Öffnungsgeschwindigkeit der Frischdampfregelventile (YHD) und der Abfangregelventile (YMD) und nach Erreichen der maximalen Stellung der Ventile als Stellgrösse die Änderungsgeschwindigkeit der Dampfparameter am jeweiligen Turbineneintritt eingesetzt werden.

Description

Verfahren und Modul zum vorrausschauenden Anfahren von Dampfturbinen
Beschreibung
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum vorrausschauenden, auch als prädik- tiv bezeichneten, Anfahren von Dampfturbinen und ein Modul zur Durchführung des Verfahrens gemäß den Ansprüchen 1 und 23 und ist insbesondere geeignet zur An¬ fahroptimierung von Dampfturbinen mit und ohne Darnpf-Zwischenüberhitzung.
Während der Anfahrt eines Kraftwerksblocks entstehen dem Kraftwerksbetreiber erhöh¬ te Eigenkosten, da die Stromerzeugung nach der Synchronisation des Generators mit dem elektrischen Versorgungsnetz mit einem stark reduzierten thermischen Wirkungs¬ grad gegenüber dem Betrieb der Turbine mit den Nenndampfparametern stattfindet. Die Kraftwerksblöcke werden nach dem Leistungsbedarf des elektrischen Versorgungsnet¬ zes betrieben. Ist der Leistungsbedarf des Versorgungsnetzes gering, müssen ausge¬ wählte Kraftwerks-Blöcke sogar ganz abgestellt werden. Steigt der Leistungsverbrauch dagegen wieder an, werden die Kraftwerksblöcke wiederum angefahren und auf das elektrische Versorgungsnetz aufgeschaltet. Für den Kraftwerksbetreiber ist dieser An- fahrprozess kostenintensiv und insbesondere in Abhängigkeit von der Stillstandsdauer eines Kraftwerksblockes erhöhen sich die Anfahrkosten stetig.
Eine der Einflussgrößen auf die Anfahrdauer und somit auf die Gesamtanfahrkosten eines Kraftwerksblockes betrifft das Anfahren des Kessels, wobei jedoch mittels einer eingesetzten Regelung eine Optimierung des Kesselanfahrens erreichbar ist. Ein solches Verfahren zur Optimierung der Anfahrvorgänge des Kessels eines Kraft¬ werksblockes ist beispielsweise im Aufsatz mit dem Titel „Richtig Dampf machen - Op¬ timiertes Anfahren von Dampferzeugern in Kraftwerken", Energie Connect, Ausgabe 4/2003, http://www.triojobs.de/connect/artikellang. php?artikelnummer=866 oder http://www.abb.de/connect, beschrieben.
Das Anfahren des Kessels umfasst jedoch nur einen relativ kleinen Abschnitt des ge¬ samten Anfahrprozesses eines Kraftwerksblockes. Der Anfahrzeitabschnitt, indem die Kosten vom Kessel beeinflusst werden, beschränkt sich auf die schnelle Bereitstellung von Dampf für den Turbinenstart. Die Startparameter, wie die Frischdampftemperatur und die Eintrittstemperatur des zwischenüberhitzten Dampfes in die Turbine, werden üblicherweise nach der momentanen Metalltemperatur der jeweiligen Turbinenteilen gewählt. Die über die Umleitstationen vom Kessel gelieferte Dampfmenge und der Startdampfdruck des Kessels werden dagegen durch die konstruktive Auslegung des Kessels entscheidend beeinflusst.
Eine wesentliche Einflussgröße, bezogen auf die Gesamtanfahrkosten des Kraftwerks¬ blockes, ist die Anfahrdauer der Turbine. Nachdem die Staridampfparameter durch den Kessel bereitgestellt sind, werden die weiteren Anfahrkosten ausschließlich durch den Anfahrprozess der Turbine bestimmt.
Konventionelle Verfahren zum Anfahren der Kraftwerksblöcke nutzen üblicherweise vorab ausgelegte Anfahrdiagramme, wodurch jedoch die bestehenden Freibeträge bis zur zulässigen Beanspruchung der kritischen Turbinenmetalle durch die in den Anfahr¬ diagrammen festgelegten Verläufe nicht vollständig ausgenutzt werden und somit be¬ reits eine erste notwendige Bedingung für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes nicht erfüllt ist.
Falls ein Anfahrdiagramm für die kürzeste Anfahr-Dauer vom Kessel- und Turbinenliefe¬ ranten vorliegt, kann das Anfahren mit der kürzesten Anfahr-Dauer nur mit den zugrun¬ de gelegten Start-Dampf parametem, wie der Startdampftemperatur, dem Startdampf¬ druck und der Startmetalltemperatur der kritischen Turbinenkomponenten, ausgeführt werden. Für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes müssen somit die nachfolgenden zwei Bedingungen erfüllt sein.
Die erste notwendige Bedingung für das kostengünstige Anfahren der Turbine und da¬ durch auch des Kraftwerksblockes besteht darin, dass die Freibeträge der zulässigen Beanspruchung der Turbinenmetalle für die Erreichung des kürzesten Turbinenanfah- ren voll ausgenutzt werden.
Die zweite notwendige Bedingung für das kostengünstige Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes wird durch eine Optimierung des Anstieges des Eintritts-Dampfdruckes in die Turbine erfüllt.
Die Beanspruchung des Turbinenmetalls, insbesondere in den Turbinenrotoren und der Gehäusewand der Turbine, wird bisher mittels einer sogenannten Grenzregelung gere¬ gelt, welche nur im Bereich oberhalb der zulässigen Beanspruchung der Turbine aktiv wird. Diese Grenzregelung korrigiert nur kurzzeitig den Gradienten der Eintrittsdampf¬ temperatur der Turbine, falls die Beanspruchung des Turbinenmetalls die zulässige Be¬ anspruchungsgrenze überschreitet. Somit findet keine Regelung auf einen Sollwert der Beanspruchung im Bereich unterhalb der zulässigen Beanspruchung des Turbinenme¬ talls statt. Es bleibt ein Rest-Freibetrag in der zulässigen Beanspruchung für das Turbi- nenanfahren ungenutzt. Mit dem Einsatz der Grenzregelung ist die vom Kraftwerks¬ betreiber angestrebte kürzeste Anfahrdauer der Turbine und dadurch auch des ganzen Kraftwerksblockes nicht erreichbar.
Beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm werden die Anstiege der Dampfparameter, wie beispielsweise der Dampftemperaturen und der Dampfdrücke am Turbineneintritt, sowie das Drehzahl-Hochfahren der Turbine ausschließlich fest vorpro¬ grammiert. Unter der Annahme, dass die kürzeste Anfahr-Dauer nach einem Anfahrdia¬ gramm sichergestellt wird, gelten nur die im Anfahrdiagramm vordefinierten Start- Dampftemperaturen und der im Anfahrdiagramm festgelegte Dampfdruckanstieg.
Ausgehend vom beschriebenen Stand der Technik liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren und ein Modul zur Ausführung des Verfahrens zur prädiktiven Bestimmung optimaler Dampfparametern am Turbineneintritt, aber auch am Kesselaus¬ tritt, für ein kostengünstiges Anfahren von Dampfturbinen anzugeben, welches insbe¬ sondere zur Anfahroptimierung von Dampfturbinen mit und ohne Zwischenüberhitzung eingesetzt wird, und wodurch eine verbesserte Anfahrstrategie des Kraftwerksblockes mit minimalem Kostenaufwand erreichbar ist.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren der eingangs genannten Art mit den im Anspruch 1 angegebenen Merkmalen gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen, Verbesserungen des erfindungsgemäßen Verfahrens und ein Modul zur Ausführung des Verfahrens sind in weiteren Ansprüchen und in der Beschreibung angegeben.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren zur prädiktiven Bestimmung optimaler Dampf¬ parameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt für das kostengünstige Anfahren der Dampfturbinen eines Kraftwerksblocks werden unter Berücksichtigung der gemes¬ senen Startparameter der Turbine mittels eines Moduls zur prädiktiven Anfahroptimie¬ rung innerhalb eines kurzen Zeitabschnittes die optimalen zeitlichen und somit kosten¬ günstigsten Verläufe der Eintrittsdampfparameter der HD- und MD-Teilturbine, wie bei¬ spielsweise die Dampftemperatur und der Dampfdruck am Turbineneintritt, aber auch am Kesselaustritt ermittelt und zur Realisierung der Kesselregelung und Turbinenrege¬ lung als Sollwertverläufe für die Regelung der Dampftemperaturen und Dampfdrücke aufgeschaltet.
Durch die vorrausschauende Bestimmung der zeitlich optimalen Dampfparameter- Verläufe des Turbinen-Anfahrprozesses wird mittels eines im Modul zur prädiktiven An¬ fahroptimierung integrierten Vorschaumodells das thermodynamische Verhalten der realen Turbinenanlage stationär und dynamisch nachgebildet und im Vergleich mit dem Verhalten der realen Anlage um ein Vielfaches beschleunigt ermittelt, womit dem Be¬ triebspersonal des Kraftwerksblockes in vorteilhafter Weise die Vorschau der erforderli¬ chen Dampfparameter für den Anfahrprozess der Turbine innerhalb kürzester Zeit vor¬ liegt. Der Beschleunigungsfaktor ist mittels eines dem Modul zur prädiktiven Anfahrop¬ timierung aufgeschalteten Einstellers beliebig groß einstellbar.
Die Eintritts-Dampfparameter beziehen sich dabei auf die Frischdampftemperatur und den Frischdampfdruck bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung und auf die Frisch- dampftemperatur, den Frischdampfdruck und auch auf die Eintrittsdampftemperatur und den Eintritts-Dampfdruck bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist vorgesehen, dass mittels des Vor¬ schaumodells unter Berücksichtigung der aktuell gemessenen Turbinenmetalltempera- turen für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt auch die Wunsch- Startdampftemperatur und der Wunsch-Startdampfdruck ermittelt und der Kesselregelung zur Realisierung zur Verfügung gestellt werden.
Für die erforderliche Erfassung der dreidimensionalen Spannungen der kritischen Kom¬ ponenten der Turbine ist eine Einrichtung vorgesehen, welche vorzugsweise mittels des in der DE 199 10 222 C2 beschriebenen Verfahrens anhand der dreidimensionalen Spannung eine Vergleichsspannung ermittelt und für diese die zulässige Grenze gene¬ riert, welche von der aktuellen Turbinenmetalltemperatur der kritischen Turbinenkom¬ ponenten, im folgenden auch als Turbinenmetall bezeichnet, abhängt. Vor jeder neuen Aktivierung der Vorschauermittlung für das optimale und somit kostengünstige Anfahren der Turbine werden die mit dem erfindungsgemäßen Modul ermittelten thermodynami- schen Parameter mit den aktuellen Parametern der realen Turbine abgeglichen.
Die Einrichtung zur Ermittlung der Vergleichsspannung benötigt keine Mess-Sonde, wodurch in vorteilhafter Weise eine kostspielige Konstruktion der Sonde zur Erfassung der Beanspruchung der kritischen Turbinenkomponenten entfällt, insbesondere bei der Doppelgehäuse-Ausführung einer Hochdruckteilturbine aufgrund der unterschiedlichen Gehäuse-Dehnungen.
Alternativ ist für die betriebsmäßige Erfassung der Beanspruchung in den kritischen Metall-Komponenten der Turbine, also des Turbinenmetalls, ein Gerät vorgesehen, das sich beispielsweise auf einer von außen in die Turbine, vorzugsweise an einer kriti¬ schen Metallstelle, eingeführten speziellen Sonde zur Bestimmung der Dampftempera¬ tur befindet.
Erfindungsgemäß ist weiterhin vorgesehen, alternativ zur Erfassung der dreidimensio¬ nalen Spannungen der kritischen Turbinenkomponenten und der daraus resultierenden Vergleichsspannungen, nur die tangentialen Wärmespannungen der Außen- und der Innenfaser der kritischen Stelle der Turbinenkomponente zu ermitteln, und zwar auf¬ grund der nachgebildeten Temperaturdifferenz zwischen der jeweiligen Metall-Faser und der sogenannten integralen Mitteltemperatur der radialen Temperaturverteilung in der jeweiligen Turbinenkomponente. Die tangentialen Wärmespannungen der Außen- und der Innenfaser der kritischen Stelle der Turbinenkomponente werden zusätzlich zu den aktuellen Vergleichsspannungen der Außen- und der Innen-Faser dem Betriebs¬ personal angezeigt.
Obwohl die ermittelten Temperaturdifferenzen nur die tangentiale Wärmespannung an den kritischen Stellen der Turbinenkomponente, ohne Berücksichtigung des Einflusses des Dampfdruckes und der Rotordrehzahl, erfassen und daher nur einen Teil der tan¬ gentialen Komponente der bestehenden dreidimensionalen Spannung in der Metallfaser darstellen, wird die ermittelte Temperaturdifferenz als Regelgröße an Stelle der ermittel¬ ten Vergleichsspannung eingesetzt und damit in vorteilhafter Weise eine bessere Re¬ gelqualität gegenüber der Verwendung der ermittelten Vergleichsspannung als Regel¬ größe erzielt. Die Regelgröße bezüglich der Temperaturdifferenz wird somit bei einer Änderung der Dampftemperatur als Folge der vom Regler geänderten Stellgrößen, wie der Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung, der Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung und der Änderungsgeschwindigkeit der Eintrittsdampftemperatur am Turbineneintritt, regelungstechnisch günstig beeinflusst.
Die Regelung der ermittelten Temperaturdifferenz auf den Sollwert der zulässigen Temperaturdifferenz oder die Regelung der ermittelten Vergleichsspannung auf den Sollwert der zulässigen Vergleichsspannung sind somit im erfindungsgemäßen Verfah¬ ren alternativ anwendbar, da die geltenden zulässigen Grenzen für die Vergleichsspan¬ nung in die entsprechenden zulässigen Grenzen für die geregelten Temperaturdifferen¬ zen mittels des Vorschaumodells umgerechnet werden und dabei die einzig für die Be¬ urteilung der Beanspruchung ausschlaggebenden Vergleichsspannungen auf deren zulässigen Sollwerte gleichzeitig geregelt werden.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird zu Beginn des Anfahrprozesses die Bean¬ spruchung an den kritischen Stellen der Turbine, vorzugsweise der Turbinenrotoren, aber auch der Gehäusewand der Turbine, auf einen optimal ansteigenden Beanspru¬ chungs-Sollwert in der geschlossenen Regelschleife bis zur Erreichung seiner zulässi¬ gen Beanspruchungsgrenze und weiterhin auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert geregelt, was im Folgenden auch als Beanspruchungsregelung bezeichnet wird. Als Stellgröße wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Regel¬ ventile und nach Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile wird als Stellgröße die Anstiegsgeschwindigkeit der Eintrittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt. Wenn die Änderung der Außenfaser-Temperatur des kritischen Turbinenmetalls nicht durch die Verstellung einer der - oben angegebenen - Stellgrößen, sondern durch den sich ändernden Wärmeübergangskoeffizienten zustande kommt, wird dabei die Beanspruchungs-Regelung nur ergänzend aktiv, damit die Übereinstimmung der Ist- Beanspruchung mit dem Beanspruchungssollwert erzielt wird. Auf diese Weise wird der Störeinfluss des beim Anfahren ansteigenden Dampfdruckes eliminiert und die benötig¬ te Stabilität der Beanspruchungs-Regelung des kritischen Turbinenmetalls sichergestellt und folglich der angestrebte optimale Verlauf der Frisch-Dampftemperatur am Turbi¬ neneintritt bis auf die Nenndampfparameter innerhalb einer mittels des Beschleuni¬ gungsfaktors einstellbaren kurzen Ermittlungsdauer realisiert.
Für die Ermittlung entsprechenden Dampftemperaturen am Kessel-Austritt umfasst das erfindungsgemäße Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung ein dynamisches Modell der Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine, womit anhand des er¬ mittelten optimalen Verlaufes der jeweiligen Eintrittsdampftemperatur in die Turbine auch die entsprechenden Dampftemperaturen am Kessel-Austritt ermittelbar sind.
Durch die Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen der Turbine auf den optimal geführten Sollwert wird die Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls bis zur zulässigen Grenze für die Erzielung des kürzesten Anfahrprozesses konsequent ausgenutzt, wodurch die erste notwendige Bedingung zur Erreichung des kostengüns¬ tigsten Turbinen-Anfahrens erfüllt ist.
Die zweite notwendige Bedingung zur Erreichung des kostengünstigsten Turbinen- Anfahrens wird durch die Sicherstellung eines monotonen Anstiegs der Frischdampf- Enthalpie unter Berücksichtigung der Erhaltung einer gleichmäßig verlaufenden Damp- ferzeugung mittels einer vorgesehenen Grenz-Regelung der Frischdampf-Enthalpie er¬ füllt. Die Grenz-Regelung des monotonen Enthalpie-Anstieges verwendet als Stellgröße die Änderungs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes. Der daraus resultierende zeit¬ liche Verlauf des Frischdampfdruckes wird hierbei als optimaler Verlauf für den Anfahr- prozess bei gleichzeitig erfüllter Nebenbedingung bezüglich des monotonen Anstieges der Frischdampf-Enthalpie ermittelt. Der Enthalpiezuwachs bezogen auf den Frisch¬ temperaturzuwachs wird als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf-Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimiert.
Auch ohne die einzuhaltende Nebenbedingung bezüglich des monotonen Anstieges der Frischdampf-Enthalpie ist ein alternativer Verlauf zu dem bisher als optimal angenom¬ menen Verlauf des Frischdampfdruckes ermittelbar. In den beiden - unter unterschied¬ lichen Nebenbedingung - ermittelten Verläufen wird stets der minimale Kostenaufwand ermittelt, indem der in nachfolgender Formel (1) dargestellte ermittelte Kostenaufwand K unter Berücksichtigung des spezifischen Kaufpreises des Brennstoffes ξßR.th. des spezifischen Verkaufspreises des elektrischen Stromes ξelStr und der Differenz Δ der Energie im Brennstoff ThEκe und der mit der Turbine umgesetzten Energie ETu bei Be¬ endigung des Anfahrprozesses entsprechend folgender Formel
K = ξBR,th " ThEKe - ξelStr . ETIP
= ξelStr - ( Δ - ThEKe (1- ε )/ ε ) = (1)
= ξelStr " Ekofaktor mit ε = ξelStr / ξBR.th und mit Ekofaktor = ( Δ - ThEKe (1- ε )/ ε ) minimiert wird.
In der Formel (1) bei einem bekannten Verhältnis des spezifischen Verkaufspreis des elektrischen Stromes ξelStr und des spezifischen Kaufpreises des Brennstoffes ξBR,th ist jedoch nur der Ausdruck für den definierten Ekofaktor minimierbar, so dass der mi¬ nimale Kosten-Aufwand min(K) nach folgenderer Formel (2) ermittelbar ist:
min(K) = ξelStr ■ π\\n(Ekofaktor) (2) Die Einführung des Ekofaktors ermöglicht in vorteilhafter Weise, dass unterschiedliche Anfahrprozesse, bezüglich der Anfahrkosten, miteinander vergleichbar werden und bei¬ spielsweise ein Anfahrprozess - im Vergleich mit dem Anfahrprozess bei erfüllter Ne¬ benbedingung des monotonen Enthalpie-Verlaufes - einen niedrigeren Ekofaktor und somit niedrigere Anfahrkosten aufweist.
Damit auch bei stillstehender Turbine, im sogenannten Offline-Betrieb die Abgleich- Funktionen der relevanten physikalischen Größen des Vorschaumodells an die ent¬ sprechenden physikalischen Größen der später in Betrieb genommenen Realturbine überprüfbar sind, umfasst das erfindungsgemäße Modul ein Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage einschließlich der Verbindungs-Rohrleitung mit dem Kessel, welches durch Aufschaltung des Be¬ schleunigungsfaktors ein vielfach beschleunigt arbeitendes Modell für die relevanten physikalischen Größen, wie beispielsweise Dampf-, Metall-Temperaturen, Dampfdrü¬ cke, Turbinendrehzahl nachbildet.
Eine weitere Besonderheit des Modells zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ein¬ schließlich der Verbindungs-Rohrleitung mit dem Kessel, sowie auch des Vorschaumo¬ dells besteht darin, dass mit diesen Modellen der Anfahrprozess unter Verwendung ei¬ nes Anfahrdiagramms zur Ausnutzung der zu Beginn des Anfahrprozesses verfügbaren Freibeträge der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls überprüfbar ist. Die entstehenden Anfahrkosten mittels des oben angegebenen Ekofaktors beim Anfahren nach einem Anfahrdiagramm werden mit dem Vorschaumodell ermittelbar. Somit ist ein Vergleich beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm unter Verwendung des Vorschaumodells mit dem oben beschriebenen Verfahren möglich.
Das Modul zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens zum prädiktiven Anfah¬ ren von Dampfturbinen einer Turbinenanlage umfasst ein Vorschaumodell zur Ermitt¬ lung der optimalen Dampfparameter, wie beispielsweise des Frischdampfdrucks und der Frischdampftemperatur vor der HD-Turbine bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung und dazu zusätzlich des Dampfdruckes und der Dampftemperatur des zwischenüber- hitzten Dampfes bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung, am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der vollständigen Ausnutzung der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls, wobei das Vorschau¬ modell die zulässige Beanspruchung des Turbinenmetalls auf einen optimal ansteigen¬ den Beanspruchungs-Sollwert bis zur Erreichung der zulässigen Größe der Beanspru¬ chung des Turbinenmetalls und weiterhin bis zum Ende des Turbinenanfahrens auf die zulässige Größe der Beanspruchungsgrenze des Turbinenmetalls in einer geschlosse¬ nen Regelschleife regelt. Als Stellgröße wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Frischdampfregelventile oder der Abfangventile - bei einer Turbine mit Zwischenüber- hitzung - und nach Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile als Stellgröße die Anstiegsgeschwindigkeit der Eintrittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt.
Ist die reale Turbine abgestellt und kann die Turbine dem Modul zur prädiktiven Anfahr¬ optimierung keine Messwerte zur Verfügung stellen, wird zur Überprüfung der Funktio¬ nen des erfindungsgemäßen Moduls ein Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage, welches insbesondere die Dampf¬ turbine, die Rohrleitungen, die Umleitstationen und die Geräten zur betriebsmäßigen Erfassung der Rotorbeanspruchung der Turbine nachbildet, in das Modul zur prädikti¬ ven Anfahroptimierung integriert. Das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanla¬ ge ist dafür eingerichtet, die Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile nachzubilden, insbesondere zur Ermittlung der tangentialen Wärme-Spannungen des kritischen Turbinenmetalls, und dem Vorschaumodell zur Weiterverarbeitung zuzufüh¬ ren.
Dazu umfasst das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ein Teilmodell der Turbine, ein Teilmodell der Umleitstationen, ein Teilmodell der Verbindungsdampfrohr¬ leitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermittlung des Wärme- und Druck- Verlustes in der Dampfrohrleitung zwischen Kessel und Turbine sowie ein Modul zur Ermittlung der thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbi¬ ne.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist vorgesehen, mittels eines Einstel¬ lers einen beliebigen Beschleunigungsfaktor für das Vorschaumodeli und das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage zur Realisierung einer kurzen Ermittlungs¬ dauer der Dampfparameter für das Anfahren der Turbinenanlage einzustellen. Dadurch wird der angestrebte optimale Anstieg der Frisch-Dampftemperatur am Turbi¬ neneintritt bis auf die Nenndampfparameter und auf die Zielleistung innerhalb einer mit¬ tels des Beschleunigungsfaktors einstellbaren kurzen Ermittlungsdauer realisiert.
Optional ist weiterhin vorgesehen, dass bei einer Abschaltung des Vorschaumodells ein Anfahren der Turbine nach vorgegebenen Anfahrdiagrammen unter Berücksichtigung der mit dem Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ermittelten zeitlichen Verläufe der Eintritts-Dampf parameter ausführbar sind.
Das Vorschaumodell zur Ermittlung der kostengünstigsten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet vor dem Start der Turbine die vorgegebenen Messsignale der realen Turbine, unter Berücksichtigung der vom Kessel üblicherweise minimal realisierbaren Start-Frischdampf-Temperatur und der Start-Eintrittstemperatur des zwischenüberhitzten Dampfes, sowie auch der Start- Eintrittsdampfdrücke.
In vorteilhafter Weise kann die beschriebene vorausschauende Ermittlung optimierter Dampfparameter für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine mit dem Vorschaumo¬ dell nicht nur vor dem Turbinenstart, sondern auch während des Anfahrprozesses der realen Turbine aktiviert werden, um für den verbleibenden Teil des Anfahrprozesses die günstigsten zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter zu ermitteln und dem Be¬ triebspersonal als Vorgabe-Anstiege für die optimale Anfahrfortsetzung vorzulegen.
Weiterhin ist vorgesehen, dass das Vorschaumodell und/oder das Modell zur Nachbil¬ dung des Verhaltens der realen Turbinenanlage Vorgabeparameter, wie beispielsweise aus Wärmeschaltbildern entnehmbare Parameter für die realen Dampf-Temperaturen und Dampfdrücke, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder der Turbinengehäuse und zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Turbinen-Metallteilen verarbeiten.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren und dem Modul zur Ausführung des erfin¬ dungsgemäßen Verfahrens werden somit in vorteilhafter Weise die kostengünstigsten zeitlichen Verläufe der Frischdampfparameter - bei Dampfturbinen mit Zwischenüberhit- zung auch die Verläufe der Parameter des zwischenüberhitzten Eintritts-Dampfes - nicht nur am Turbinen-Eintritt, sondern auch am Kesselaustritt vor jedem Start der Tur¬ binenanlage unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der Turbinenkom¬ ponenten, um ein Vielfaches schneller - im Vergleich mit der Dauer des realen Turbi- nenanfahrens - ermittelt. Der Anfahrprozess ist somit durch einen minimalen Anfahr- Kostenaufwand und auch durch eine höhere Wirtschaftlichkeit gekennzeichnet.
Das erfindungsgemäße Verfahren und System sind mit den oben beschriebenen Merk¬ malen auch zur prädiktiven Abfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenanlage einsetzbar.
Anhand der in den folgenden Figuren dargestellten Ausführungsbeispielen sollen die Erfindung sowie vorteilhafte Ausgestaltungen, Verbesserungen und weitere Vorteile der Erfindung näher erläutert und beschrieben werden.
Es zeigen:
Fig. 1 eine beispielhafte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermitt¬ lung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens einer Dampf¬ turbine,
Fig. 2 eine detaillierte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermitt¬ lung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbi¬ ne,
Fig. 3 ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahren der Dampfturbine im Online-Betrieb, wobei zur Ausführung der Funktionen des Moduls zur prä¬ diktiven Anfahroptimierung die relevanten physikalischen Prozessdaten der realen Turbine dem Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung zuge¬ führt werden,
Fig. 4 ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls zur Er¬ mittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampf¬ turbine im Offline-Betrieb, wobei zur Ausführung der Funktionen des erfin¬ dungsgemäßen Moduls die relevanten physikalischen Prozessdaten die reale Turbine mittels eines Modells zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage nachgebildet werden, Fig. 5 eine Darstellung für die Verifizierung des Anfahrens der Turbine nach ei¬ nem Anfahrdiagramm mittels dem Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage, und
Fig. 6 die optimalen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter und zu diesen die entsprechenden Verläufe der Beanspruchung beim Anfahren der Turbine nach einem 48 Stunden Stillstand.
Fig. 1 zeigt eine beispielhafte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Aus¬ führung des Verfahrens zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen An¬ fahrens einer Dampfturbine, wobei mittels des erfindungsgemäßen Moduls 1 optimale zeitliche Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt, ins¬ besondere vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der vollen Ausnut¬ zung der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls, im folgenden auch Metall¬ beanspruchung genannt, ermittelt werden.
Die Dampfparameter beziehen sich auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (paκ) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbi¬ ne (TFD.VHDT) und am Kesselaustritt (Taκ) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (paκ), die Frischdampftemperatur (TFD.VHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (Taκ) den Dampfdruck vor der MD-Turbine (PZÜ.VMD) und am Kesselaustritt (pazü) und die Dampf¬ temperatur vor der MD-Turbine (TZÜ.VMDT) und am Kesselaustritt (Tazü) bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung.
Die Metallbeanspruchung wird in einer geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile als Stellgröße YHD bis zur Erreichung der maximalen Regelventilstellung geregelt. Nach dem Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile wird die Metallbeanspruchung in der geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Anstiegs-Geschwindigkeit der Frischdampftemperatur als Stellgröße TFD geregelt. Die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinen¬ metalls, die nur aufgrund einer Änderung des Wärmeübergangskoeffizienten zustande kommt, wird vom erfindungsgemäßen Modul 1 erkannt und der Anteil der Aktivität der oben angegebenen Regelung entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Be¬ anspruchung reduziert.
Alternativ wird die Metallbeanspruchung bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung des Turbinenteiles für den zwischenüberhitzten Dampf in der geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile als Stellgröße YMD bis zum Erreichen der maximalen Abfangventilstellung geregelt. Nach dem Erreichen der maximalen Stellung der Abfangventile wird die Metallbeanspruchung des Turbinenteiles für den zwischenüberhitzten Dampf mit der Änderung der Anstiegs-Geschwindigkeit der Eintritts-Temperatur des zwischenüberhitzten Dampfes als Stellgröße TZÜD geregelt. Hierbei wird die Reduzierung der Aktivität der oben angegebenen Regelung eingeleitet, wenn die Beanspruchung nur aufgrund der Änderung des Wärmekoeffizienten zustande kommt.
Die vom Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung ermittelten optimalen zeitlichen Ver¬ läufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt, sind insbesondere der Dampftemperatur-Verlauf TvT(t) vor der HD (Hochdruck)- Teilturbine und MD (Mit¬ teldruck)- Teilturbine, der zeitliche Dampfdruck-Verlauf pvT(t) vor der HD-Teilturbine und MD-Teilturbine, die thermische Turbinenleistung und/oder Generatorleistung P(t), die Vergleichsspannungen σv(t) der kritischen Metallstellen der Turbine, welche aus der Außenfaser-Spannung σv,a(t) der kritischen Metallstellen der Turbine und der Innenfa- serspannung σv,i(t) der kritischen Metallstellen der Turbine-bestimmt werden, die zuläs¬ sigen Vergleichsspannungen σv,zul(t) der kritischen Metallstellen der Turbine, welche aus der zulässigen Außenfaser-Spannung und der zulässigen Innenfaserspannung σv,zul(t) der kritischen Metallstellen der Turbine bestimmt werden, die charakterisieren¬ den Metalltemperaturdifferenzen ΔT(t) der Vergleichsspannungen σv(t) für die Außenfa¬ ser-Spannung und die Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der Turbine, die zulässigen Metalltemperaturdifferenzen ΔTzul(t) der zulässigen Vergleichsspannungen σv,zul(t) für die Außenfaser-Spannung und die Innenfaserspannung der kritischen Me¬ tallstellen der Turbine, die ermittelte Wunsch- Dampftemperatur Tstart.wu am HD- Turbineneintritt und am MD-Turbineneintritt und/oder der Ekofaktor, welcher eine spezi¬ fische Größe zum Vergleich der Anfahrkosten für ermittelte Anfahrverläufe für unter¬ schiedliche Anfahrprozesse der Turbine charakterisiert. Zusätzlich zu den oben genannten zeitlichen Verläufen der physikalischen Größen des Turbinenanfahrens ist das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung dafür vorgesehen, weitere zeitliche Verläufe Va1 , Va2, wie beispielsweise der Frischdampfenthalpie am Turbineneintritt, für eine optimierte und kostengünstige Anfahrt der Turbine bereitzustel¬ len.
Durch eine geregelte Anstiegs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes wird ein mo¬ notoner Anstieg der nie zurückgehenden Enthalpie-Größe der Frischdampf-Enthalpie mit Rücksicht auf die Sicherstellung der ruhig verlaufenden Dampferzeugung im Kessel gewährleistet.
Zur Ermittlung der optimierte Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung zusätzlich zu dem betriebs¬ mäßig erfassten Temperaturfeld im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse G1 , den Startkesseldruck K1 und Begrenzungssignale K2 vom Kessel 2.
Der Beschleunigungsfaktor zur Aufschaltung auf das Modul 1 mittels eines Einstellers 5, ist beliebig groß einstellbar, womit dem Betriebspersonal des Kraftwerksblockes in vor¬ teilhafter Weise die Vorschau der erforderlichen zeitlichen Verläufe der Dampfparame¬ ter für den Anfahrprozess der Turbine innerhalb kürzester Zeit vorliegt.
Weitere Einflussgrößen für die Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter sind Messsignale R1 von der realen Turbine 3, insbesondere die vom Kessel minimal realisierbaren Start- HD- Temperatur Tstart,HD und Start- HD- Druck pstart,HD, oder die Start- MD-Temperatur Tstart,MD und Start- MD- Druck pstart,MD. weiterhin die Turbosatz¬ drehzahl n, der Dampfdruck in der Turbine vor der HD- Beschaufelung PVHDB und vor der MD- Beschaufelung PVMDB bei einer Turbine mit Zwischenüberhitzung, welche zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Frischdampfparameter - bei Dampfturbinen mit Zwischenüberhitzung auch die Anstiege der Parameter des zwischenüberhitzten Damp¬ fes - nicht nur am Turbinen-Eintritt, sondern auch am Kesselaustritt vor jedem Start der Turbinenanlage verarbeitet werden. Fig. 2 zeigt eine detaillierte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ausfüh¬ rung des Verfahrens zur Ermittlung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahren der Dampfturbine, wobei das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung ein Vorschau¬ modell 10 umfasst, welches beispielsweise die zulässige Beanspruchung des Turbi¬ nenmetalls in einer geschlossenen Regelschleife auf einen optimal, bis zum Wert der zulässigen Beanspruchung geführten Sollwert regelt und anschließend die zulässige Beanspruchung bis zum Erreichen der Nenn-Dampfparameter geregelt einhält. Als Stellgrößen wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile und nach Er¬ reichen der maximalen Stellung der Regelventile die Anstiegsgeschwindigkeit der Ein¬ trittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt. Die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls, die nur aufgrund einer Änderung des Wärmekoef¬ fizienten zustande kommt, wird erkannt und der Aktivitäts-Anteil der oben angegebe¬ nen Regelung entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung an- gepasst. Dadurch wird der angestrebte optimale Anstieg der Frisch-Dampftemperatur am Turbineneintritt bis auf die Nenndampfparameter innerhalb einer einstellbaren kur¬ zen Ermittlungsdauer, mittels des auf das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung aufgeschalteten Beschleunigungsfaktors, realisiert.
Zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfparameter für die vorrausschau- ende Anfahrt der Turbine umfasst das Vorschaumodell 10 Teilmodelle P1 - P15. Die Teilmodelle umfassen beispielsweise:
- ein thermodynamisches Modell der Dampfturbine P1 einschließlich der regenerati¬ ven Speisewasseranwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik des Zwischenüberhitzers - bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung,
- eine Turbosatzrotor-Dynamik P7 für das Drehzahlhochfahren des Turbosatzes,
- Simulationsmodelle P12, P13 der Verbindungs-Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine,
- Regler P2, P3 für die Ermittlung der HD-Rotor- und MD-Rotor-Beanspruchung mit¬ tels der Stellung der Frischdampfregelventile YHD und der Abfangventile YMD der MD-Turbine,
- eine Regelung P4 der Eintrittsenthalpie vor der HD-Turbine mittels des HD- Dampfdrucks pvHT zur Sicherstellung des optimalen Anstieges des Dampfdruckes am HD-Turbineneintritt als Folge des regelungstechnisch abgesicherten monotonen Verlaufes der Frischdampf-Enthalpie am Turbineneintritt, - Module P5, P6 für die Ermittlung der Beanspruchung in den kritischen Komponen¬ ten der HD- und MD-Turbine,
- je einen Regler P10, P11 für die Ermittlung der HD-Rotor- und MD- Rotorbeanspruchung mittels der Eintrittstemperatur der HD- und MD-Turbine,
- ein weiteres Simulationsmodell P8 zur Ermittlung der Vergleichsspannung (σVa, σVi) der Außen- und Innen-Faser des HD- und MD-Rotors,
- eine Einheit P9 zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen σVa, 0ViZUL und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen σVa, CVIZUL in die Werte der zulässigen Temperaturdifferenzen (ΔTa, ΔTj)2UL am HD- und MD- Rotor,
- ein weiteres Modell P14 zur Ermittlung des Ekofaktors anhand der thermodynami- schen Größen der Eintritts- und Austritts-Dampf- Enthalpie und der - ins elektri¬ schen Versorgungsnetz eingespeisten - Generatorleistung P(t), sowie
- ein weiteres Simulationsmodell P15 zur Bestimmung der Eintritts- Wunschtemperaturen anhand der gemessenen Start-Turbinen- Metalltemperaturen und der vom Kessel angegebenen minimalen Eintrittsdampfdrücke.
In vorteilhafterweise wird die zulässige Vergleichsspannung des Turbinenmetalls in die entsprechende zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz ΔTZUL als Differenz (ΔTZUL = Ta - Tm, bzw. ΔTZUL = TJ - Tm) zwischen der integralen Mitteltempera¬ tur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Tempe¬ ratur der Außenfaser (T3) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Tempe¬ raturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser (Tj) der Metallturbinenkomponente umgerechnet und statt der Vergleichsspannung als Regel¬ größe für die Temperaturdifferenz ΔT eingesetzt.
Die Bereitstellung der ermittelten Wärme- und Druckverluste durch die Simulationsmo¬ delle P13, P14 der Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Tur¬ bine ermöglicht dem Vorschaumodell die Umrechnung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt für die Sollwerte der Frischdampfregelung des Kessels durchzuführen. Bei der Durchführung des Verfahrens zum prädiktiven Anfahren der Turbine wird zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfparameter zwischen Online- und Offline Betrieb unterschieden.
Im Online-Betrieb werden die zulässige Beanspruchung X1 der Turbine aus einer Da¬ tenbank 11 des Moduls 1 , die betriebsmäßig erfassten Turbinenmetalltemperaturen G1 aus dem Gerät 4 zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenro¬ tor und/oder im Turbinengehäuse und die Dampfparameter R1 aus der realen Turbine 3 dem Vorschaumodell 10 zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampf¬ parameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart.wu, der Ekofaktor sowie die Eintrittsdampfenthalpie) am Turbineneintritt und am Kesselaustritt zugeführt und diese Parameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart.wu, der Ekofaktor sowie die Eintrittsdampfenthalpie) an den Ausgängen 01 bis O9 ausgegeben.
Wird dem Modul 1 die reale Turbine 3 aufgeschaltet (siehe auch Fig. 3), erhält das Vor¬ schaumodell 10 an einem ersten Eingang In1 Messsignale R1 von der realen Turbine 3 und an einem weiteren Eingang In2 vom Gerät 4 das betriebsmäßig ermittelte Tempe¬ raturfeld im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse G1. Dazu befinden sich die Schalter A1 und A2 in der oberen Stellung Ao.
Der Startkesseldruck K1 , welcher dem vom Kessel 2 zu realisierenden minimalen Start- Frischdampfdruck oder dem zwischenüberhitzten Druck - bei einer Turbine mit Zwi- schenüberhitzung - entspricht, und die Begrenzungssignale K2 von den kritischen Me¬ tallstellen im Kessel 2 werden über einen dritten Eingang In3 und einen vierten Eingang In4 dem Vorschaumodell 10 zur Berücksichtigung der Anstiege der Eintrittsdampfpara¬ meter der Turbine, zugeführt.
Im Offline-Betrieb werden als Ersatz für die Messsignale R1 und G1 die mittels des Mo¬ dells 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage simulierten Messsignale dem Vorschau¬ modell 10 zur weiteren Verarbeitung am Ausgang M2 zugeführt.
Ist die Turbine nicht Betrieb (siehe auch Fig. 4), werden auch die Messsignale von der realen Turbine 3 mittels des Modells 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage nachge¬ bildet und dem Vorschaumodell 10 als nachgebildete Messsignale M1 am ersten Ein- gang In1 übermittelt. Dazu befinden sich die Schalter A1 und A2 in der unteren Stellung Au, der Schalter B in der oberen Stellung Bo, der Schalter A2 in der unteren Stellung Au und der Schalter C in der oberen Stellung Co. Die Verifikation der Funktionen des Mo¬ duls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung wird also mittels des Modells 12 zur Nachbil¬ dung der realen Turbinenanlage ausgeführt. Mittels des Modells 12 werden die sonst an der realen Turbine 3 gemessenen Signale R1 und G1 simuliert und am Ausgang M2 zur weiteren Verarbeitung am zweiten Eingang In2 dem Vorschaumodells 10 übermit¬ telt.
Mit dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage werden die Dampfturbi¬ ne, die Umleitstationen, die Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine und/oder die Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine, nachgebildet.
Das Vorschaumodell 10 und/oder das Modell 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage verarbeiten weiterhin Vorgabeparameter X1 , wie beispielsweise von einem Wärme¬ schaltbild bereitgestellte Auslegungstemperaturen, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie die zulässige Grenze der Vergleichsspannun¬ gen an den kritischen Metallteilen, welche vorzugsweise in einer Datenbank 11 des Moduls 1 gespeichert sind und an einem fünften Eingang In5 dem Vorschaumodell 10 und an einem sechsten Eingang In6 dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbi¬ nenanlage zugeführt werden.
In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung wird das Anfahren der Turbine nach einem im Modul 1 integrierten Anfahrdiagramm und mit Hilfe des vielfach beschleunig¬ ten Vorschaumodells 10 und/oder dem Modell 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage, bezüglich der Ausnutzung der zulässigen Grenzen der Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls (siehe Fig. 5), verifiziert und ein Vergleich mit dem Anfahren nach dem Vorschaumodell ermöglicht.
Dazu befinden sich der Schalter B und A2 in den unteren Stellungen Bu und Au sowie der Schalter C in der oberen Stellung Co und die erzeugten zeitliche Verläufe der Ein¬ trittsdampfparameter gemäß Anfahrdiagramm, die an den Ausgängen D1 und D2 eines Anfahrdiagramm-Generators 13 anstehen, werden mittels der Eingangssignale, am ers¬ ten Eingang In1 dem Vorschaumodell 10 und am siebenten Eingang In7 dem Modell 12 zur Durchführung der Verifikation übermittelt.
Befindet sich der Schalter C in der unteren Stellung Cu, werden unter Berücksichtigung der aktuell gemessenen Metalltemperaturen an kritischen Stellen des Turbinenmetalls die „Wunsch-Start-Dampftemperatur" für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt der Kessel¬ regelung als Vorgabe zur Realisierung vorgelegt und für die „Wunsch-Start- Dampftemperatur" für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt die Anfahr-Vorschau mit Hilfe des Vorschaumodells 10 ermittelt.
Fig. 3 zeigt ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ermittlung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine, wobei zur Aus¬ führung der Funktionen des Moduls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung die gemesse¬ nen Prozessdaten von der realen Teil-Turbine, wie beispielsweise Temperaturen und Dampfdrücke der realen Turbine 3, dem Vorschaumodell 10 zugeführt werden und so¬ mit diese Messsignale der Turbine dem Modul 1 vorliegen.
Die zulässige Beanspruchung der Turbine wird mittels des vom Gerät 4 betriebsmäßig erfassten Temperaturfeldes im Turbinenmetall ermittelt und dem Vorschaumodell 10 am zweiten Eingang In2 vom Ausgang G1 des Gerätes 4 zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenmotor und/oder im Turbinengehäuse zur weiteren Verarbeitung zugeführt.
Die Aufschaltung der Messwerte der realen Turbine 3 auf das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung bewirkt weiterhin, dass am ersten Eingang In1 des Vorschaumodells 10 Messsignale R1 von der realen Turbine 3 dem Vorschaumodeli zur weiteren Verar¬ beitung aufgeschaltet werden.
Das Vorschaumodell 10 verarbeitet weiterhin die Vorgabeparameter X1 aus der Daten¬ bank 11, die dem Vorschaumodeli am fünften Eingang In5 zugeführt werden.
Zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart.wu, des Ekofaktors sowie der Frisch- dampfenthalpie) am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet das Vorschau¬ modell 10 zusätzlich zu den erfassten Metalltemperaturen G1 , wie Außentemperatur, Mitteltemperatur und Innentemperatur des Turbinenmetalls, den Startkesseldruck K1 und Begrenzungssignale K2 vom Kessel 2, welche dem Vorschaumodell am dritten Eingang In3 und am vierten Eingang In4 zugeführt werden. Das Vorschaumodell 10 stellt die optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter für die optimierte Anfahrt an den Ausgängen 01- 09 der Turbine und die weiteren Verläufe der vorgewählten physikalischen Größen aus dem Anfahrprozess am Ausgang Va1 bereit.
Mit der Verarbeitung der oben genannten Eingangsgrößen im Vorschaumodell 10 wird die Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls für den Anstieg der Eintrittsdampf¬ temperatur bis zu ihrer zulässigen Grenze vollständig eingesetzt und der Anstiegsver¬ lauf des Frischdampfdruckes und/oder des zwischenüberhitzten Druckes - bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung- verläuft bis auf die Nennwerte des Druckes optimal, indem die Beanspruchung in den Turbinenrotoren in der geschlossenen Schleife geregelt wird und eine Korrektur des Anstiegsgradienten der Eintrittstemperatur schon im Bereich unterhalb der zulässigen Beanspruchungsgrenzen nach dem oben beschriebenen Re¬ gelverfahren in der geschlossenen Regelschleife auf einem Sollwert stattfindet. Gleich¬ zeitig steigen der Frischdampfdruck und der Dampfdruck vor der Teilturbine für den zwischenüberhitzten Dampf optimal an. Dadurch ist in vorteilhafter Weise der optimale Anstieg der jeweiligen Entritts-Dampftemperatur bei den niedrigsten Anfahrkosten der Turbine realisiert.
Fig. 4 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine, wobei die reale Turbine 3 durch das Modell 12 zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der Turbinenanlage nachgebildet ist und für die Ausführung der Funktionen des Moduls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung bei abgeschalteter rea¬ ler Turbine 3 das stationäre und dynamische Verhalten der realen Turbine 3 simuliert wird. Die Verifikation der Funktionen des Vorschaumodells wird somit mittels des im Modul 1 enthaltenen Modells 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ausgeführt, so dass keine Signale von der realen Turbine 3 erforderlich sind. Die zulässige Beanspruchung der Turbine wird mittels des Modells 12 nachgebildet und zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter (TvT(t), pvT(t), P(t), ΔT(t), ΔTzul(t), Tstart.wu, des Ekofaktors sowie der Frischdampfenthalpie) am Tur¬ bineneintritt und am Kesselaustritt dem Vorschaumodell 10 als nachgebildeten physika¬ lischen Größen M2 am zweiten Eingang In2 zur oben beschriebenen weiteren Verarbei¬ tung zugeführt.
Das Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage verarbeitet auch Vorgabepa¬ rameter X1 , wie beispielsweise die Temperaturen aus einem Wärmeschaltbild, Materi¬ alwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie die zulässige Grenze der Vergleichsspannungen an den kritischen Metallteilen, die am sechsten Ein¬ gang In6 dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage zugeführt werden.
Die benötigten Messsignale von der realen Turbine 3 werden vom Modell 12 nachgebil¬ det und dem Vorschaumodell 10 als simulierte Messsignale M1 am ersten Eingang In1 übermittelt.
Fig. 5 zeigt eine Darstellung für die Verifizierung des Anfahrens der Turbine nach einem der Anfahrdiagramme mittels des Anfahrdiagramm-Generator 13, wobei bei einer Ab¬ schaltung des Vorschaumodells 10 ein Anfahren der Turbine nach vorgegebenen An¬ fahrdiagrammen unter Berücksichtigung der mittels des Modells 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ermittelten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter D2 ausgeführt wird.
Die mit dem Anfahrdiagramm-Generator 13 erzeugten zeitlichen Verläufe der Eintritts¬ dampfparameter D2 gemäß dem Anfahrdiagramm werden dem Modell 12 zur Nachbil¬ dung der realen Turbinenanlage am siebenten Eingang In7 übermittelt, um mit dem Modell 12 das Turbinenanfahren nach dem jeweiligen Anfahrdiagramm zu simulieren.
Weiterhin ist vorgesehen, dass die gemäß den Anfahrdiagrammen mittels des Anfahr¬ diagramm-Generators 13 erzeugten, zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter D1 dem Vorschaumodell 10 am ersten Eingang In1 zur Bestimmung der zulässigen Ver¬ gleichsspannungen im jeweiligen Turbinenmetall dem Vorschaumodell 10 zugeführt werden. Fig. 6a zeigt beispielhaft die optimalen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter und Fig. 6b die entsprechenden Verläufe der Beanspruchung des Turbinenmetalls beim Anfahren der HD-Teilturbine nach einem achtundvierzigstündigen Turbinenstillstand unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbi¬ nenmetalls mittels des erfindungsgemäßen Moduls 1. Die Vorschau des optimierten vorrausschauenden Anfahrens für das Anfahren der Turbine beginnt ab der 70. Sekun¬ de mit einer 10-fachen beschleunigten Vorschau (Tb= 10).
In der Fig. 6a sind die Turbinendrehzahl n, die Verläufe der Stellgröße für die FD- Regelventile YRD, der Frischdampfdruck vor der HD-Teilturbine PFD.VHDT, die Dampfdrü¬ cke vor Beschaufelung der HD-Teilturbine PVHDB, am Kesselaustritt paκ, und hinter der HD-Teilturbine PhHDT, sowie die Temperaturverläufe der radialen Temperaturverteilung in der kritischen Turbinenkomponente mit der Außenfaser Ta, der integralen Mitteltem¬ peratur Tm und der Innenfaser Tj sowie die Verläufe der Temperaturen vor der HD- Teilturbine TFD.VHDT, vor Beschaufelung der HD-Teilturbine TVHDB, und am Kesselaustritt TaK aufgetragen. Darüber hinaus ist der Verlauf der Dampfmassenströme IDHDT, rnMDτ durch die HD- und MD- Turbine und der Dampfmassenstrom ITIHDBP durch die HD- Umleitstation sowie die Generatorleistung Peen für die optimierte Anfahrt dargestellt.
In Fig. 6b sind die zu Fig. 6a entsprechenden Verläufe der Beanspruchung des Turbi¬ nenmetalls dargestellt, wobei die zeitlichen Verläufe der zulässigen Vergleichsspan¬ nungen σa,zui, σj,zui der kritischen Metallstellen der Turbine aufgezeigt sind. Die zulässi¬ gen Vergleichsspannungen σa,Zui, CFJ,ZUI beziehen sich auf die Außenfaser-Spannung σa und Innenfaserspannung σi der kritischen Metallstellen der Turbine in der entsprechen¬ den zulässigen Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenzen ΔTi2UL , ΔTazuL als Differenz ΔTa, ΔTj zwischen der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Tempera¬ turverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser Ta, oder der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbinen¬ komponente und der Temperatur der Innenfaser Tj der Metallturbinenkomponente. Bezuqszeichenliste
1 Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung
2 Kessel
3 Turbine
4 Gerät zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinen¬ rotor und/oder im Turbinengehäuse
5 Einsteller für den Beschleunigungsfaktor für die Simulation
10 Vorschaumodell
11 Datenbank zur Speicherung von Vorgabeparametern
12 Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage
13 Generator, der die zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine gemäß Anfahrdiagrammen generiert
A1 erster Schalter
A2 zweiter Schalter
B dritter Schalter
C vierter Schalter
D1 generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampf parameter der Turbine nach dem jeweiligen vorgewählten Anfahrdiagramm für das Vorschaumodell
D2 generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine nach dem jeweiligen vorgewählten Anfahrdiagramm für das Modell der realen Turbinenanlage
G1 Ausgangssignale bezogen auf das ermittelte Temperaturfeld des Turbi¬ nenrotors und/oder des Turbinengehäuses
HD Hochdruck
In1 Eingangssignale als abzugleichenden Messsignale von der realen Turbine In2 Eingangssignale für abzugleichende Metalltemperaturen aus dem Modell zur Nachbildung der Turbinenanlage oder Messsignale von der realen Turbine
In3 Eingangssignal für den Startdampfdruck, welcher als Ausgangssignal vom
Kessel bereitgestellt wird
In4 Begrenzungssignale vom Kessel
In5 Eingangssignale, wie beispielsweise die realen Dampftemperaturen oder
Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der Turbinen- Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige der Vergleichs¬ spannungen an den kritischen Turbinen-Metallteilen
In6 Eingangssignale, wie beispielsweise die realen Dampftemperaturen oder
Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der Turbinen- Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige der Vergleichs¬ spannungen an den kritischen Turbinen-Metallteilen für das Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Tur¬ binenanlage
In7 Eingangssignale als generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfpara¬ meter der Turbine gemäß den Anfahrdiagrammen für das Modell 12 zur Nachbildung des Verhaltens der realen Turbinenanlage
K1 Startkesseldruck für das Vorschaumodell
K2 Begrenzungssignale vom Kessel für das Vorschaumodell
MD Mitteldruck
M1 nachgebildete abzugleichende Messsignale für das Vorschaumodell mit¬ tels des Modells zur Nachbildung der Turbinenanlage
M2 nachgebildete Signale der Turbine für das Vorschaumodell aus dem Mo¬ dell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage
M3, Va2 weitere relevante Daten des ermittelten Anfahrens bei Aufschaltung des Modells zur Nachbildung des Verhaltens der realen Turbinenanlage
ND Niederdruck
01 Ausgangssignale für die zeitlichen Verläufe der Eintritts- Dampftemperaturen der HD/MD-Turbine (TvT(t))
02 Ausgangssignale für die zeitlichen Verläufe der Eintritts-Dampfdrücke der HD/MD-Turbine (pvT(t)) 3 Ausgangssignal für die thermische Turbinenleistung und/oder Generator¬ leistung (P(t)) 4 Ausgangssignal für den Ekofaktor 5 Ausgangssignale für die Vergleichsspannungen der kritischen Metallstel¬ len der Turbine (σv (t)) 6 Ausgangssignale für die zulässigen Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t))
07 Ausgangssignale für die Temperaturdifferenzen der kritischen Metallstel¬ len der Turbine ((ΔT(t)) 8 Ausgangssignale für die zulässigen Temperaturdifferenzen der kritischen Metallstellen der Turbine (ΔTzul(t))
09 Ausgangssignal für die - aus der Sicht des Bedarfs des jeweiligen kriti¬ schen Turbinenteiles - ermittelte Wunsch- Dampftemperatur (Tstart.wu) am Eintritt der jeweiligen Teil-Turbine
010, Va 1 Ausgangssignale des Vorschaumodells als weitere relevante Daten für die zeitlichen Verläufe der Eintrittsparameter aus dem ermittelten Anfahren der jeweiligen Teil-Turbine
P1 bis P15 Teilmodelle des Vorschaumodells
R1 Messsignale von der realen Turbine
rriHDT Brennstoffverbrauch für die HD- Turbine rriMDT Brennstoffverbrauch für die MD- Turbine
n Turbinendrehzahl nn Nenndrehzahl
PFD.VHDT Frischdampfdruck vor HD-Turbine
PVHDB Dampfdruck vor Beschaufelung der HD-Turbine
PhHDT Dampfdruck hinter HD-Turbine
PaK Dampfdruck am Kesselaustritt
TFD.VHDT Frischdampftemperatur vor HD-Turbine
TVHDB Dampftemperatur vor Beschaufelung der HD-Turbine
TaK Dampftemperatur am Kesselaustritt PzÜ.vMDT Dampfdruck vor MD-Turbine
PvMDB Dampfdruck vor Beschaufelung der MD-Turbine
PhMDT Dampfdruck hinter der MD-Turbine
PaZÜ Dampfdruck am Kesselaustritt Zwischenüberhitzer
TzO.vMDT Dampftemperatur vor der MD-Turbine
TvMDB Dampftemperatur vor Beschaufelung der MD-Turbine
TaZÜ Dampftemperatur am Kesselaustritt Zwischenüberhitzer
Pβen Generatorleistung pvT(t) zeitlicher Dampfdruck-Verlauf vor der HD/MD-Turbine P(t) thermische Turbinenleistung, elektrische Generatorleistung τb Beginn der beschleunigten Vorschau
TFD Stellgröße für die Änderungs-Geschwindigkeit der Frischdampf- Eintritts¬ dampftemperatur am Turbineneintritt bei Turbinen ohne Zwischenüberhit- zung
TzÜD Stellgröße für die Änderungs-Geschwindigkeit der Eintrittsdampftempera¬ tur bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung
Tstart.wu die aus der Sicht des Bedarfs des jeweiligen kritischen Turbinenteiles - ermittelte Wunsch- Dampftemperatur am Eintritt der jeweiligen Teil- Turbine
ΔTizuL zulässigen Temperaturdifferenzen als Differenz ΔTa zwischen der integra¬ len Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbi¬ nenkomponente und der Temperatur der Außenfaser Ta
ΔT: aZUL zulässigen Temperaturdifferenzen als Differenz ΔTj zwischen der integra¬ len Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbi¬ nenkomponente und der Temperatur der Innenfaser Tj
ΔT(t) Temperaturdifferenzen, bezogen auf die Außenfaser und die Innenfaser der kritischen Metallstellen der Turbine ΔTzul(t) zulässige Temperaturdifferenzen, bezogen auf die Außenfaser und die Innenfaser der kritischen Metallstellen der Turbine
TvT(t) zeitlicher Dampftemperatur- Verlauf vor der HD/MD-Turbine YHD Stellgröße für die Öffnungsgeschwindigkeit der FD-Regelventile
Y, MD Stellgröße für die Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile
σv (t) Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der HD/MD-Turbine σ v,a(t) die Außenfaser-Spannung σa der kritischen Metallstellen der HD/MD- Turbine σv,i(t) die Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der HD/MD-Turbine σv,zul(t) zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Außenfaser-Spannung und Innenfaserspannung der kriti¬ schen Metallstellen der Turbine σa,zui zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Außenfaser-Spannung σa der kritischen Metallstellen der Turbine
Oj1ZUi zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Innenfaserspannung σ\ der kritischen Metallstellen der Turbine

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum vorrausschauenden Anfahren von Dampfturbinen einer Turbinen¬ anlage mittels eines Moduls (1), wobei
- optimierte zeitliche Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kes¬ selaustritt vor und/oder während des Anfahrens der Turbine unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls mittels ei¬ nes im Modul (1) integrierten Vorschaumodells (10) ermittelt werden,
- die Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zum Erreichen einer zulässigen Bean¬ spruchungsgrenze mittels des Vorschaumodells (10) geregelt wird,
- weiterhin mittels dem Vorschaumodell (10) die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls bis zum Erreichen vorgegebener Nenn- Dampftemperaturen geregelt eingehalten wird, und
- als Stellgrößen für die Kessel- und/oder Turbinenregelung die Öffnungsgeschwin¬ digkeit der Frischdampfregelventile (YHD) und der Abfangregelventile (YMD) und nach Erreichen der maximalen Stellung der Ventile als Stellgröße die Änderungsge¬ schwindigkeit der Dampfparameter am jeweiligen Turbineneintritt eingesetzt werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls, aufgrund einer Ände¬ rung des Wärmekoeffizienten vom Vorschaumodell (10) erkannt wird, und der Anteil der Aktivität der Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbi¬ nenmetalls auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert entspre¬ chend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung reduziert wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass sich die Dampfparameter auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (paκ) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbine (TFD.VHDT) und am Kesselaustritt (Taκ) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (pa«), die Frischdampftemperatur (TFD,VHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (Taκ) den Dampfdruck vor der MD-Turbine (PZÜ.VMD) und am Kesselaustritt (pazü) und die Dampftemperatur vor der MD-Turbine (TZÜ.VMDT) und am Kesselaustritt (Tazü) bei Tur¬ binen mit Zwischenüberhitzung beziehen.
4. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die optimierten zeitli¬ chen Verläufe der Dampfparameter durch minimale Anfahrkosten für ein kostengüns¬ tigstes Anfahren der Turbine gekennzeichnet werden.
5. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Regelung der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbi¬ nenmetalls als Regelgröße die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbi¬ nenmetalls generiert wird.
6. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbinenmetalls in die entspre¬ chende zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) als Dif¬ ferenz zwischen der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturvertei¬ lung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser (Ta) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinen¬ komponente und der Temperatur der Innenfaser (T-,) des Turbinenmetalis umgerech¬ net wird und die entsprechende zulässige Grenze der charakteristischen Tempera¬ turdifferenz (ΔTZUL) statt der Vergleichsspannung zur Regelung der zulässigen Bean¬ spruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls eingesetzt wird.
7. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls in Ab¬ hängigkeit von aktuell gemessenen oder simulierten Turbinenmetalltemperaturen ge¬ regelt eingehalten wird.
8. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Modul (1) ein Modell (12) zur Nachbildung des statischen und dynamischen Ver¬ haltens der realen Turbinenanlage integriert wird, welches das thermodynamische Verhalten der Turbinenanlage einschließlich der Turbinenmetalltemperaturen der kri¬ tischen Turbinenteile nachbildet und dem Vorschaumodell (10) zur Verarbeitung zu¬ führt.
9. Verfahren nach Anspruch 8 dadurch gekennzeichnet, dass mit dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage die Turbine, die Umleitstationen, die Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermitt¬ lung des Wärme- und Druck-Verlustes in der Dampfrohrleitung zwischen Kessel und Turbine und die thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine modelliert werden.
10. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mittels des Vorschaumodells (10) als Dampfparameter der zeitliche Dampf¬ temperatur-Verlauf vor der Turbine (TvT(t)), der zeitliche Dampfdruck-Verlauf vor der Turbine (pvT(t)), die thermische Turbinenleistung und/oder Generatorleistung (P(t)), die Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv (t)), die zulässigen Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t)), die Metalltemperaturdifferenzen (ΔT(t)) der Vergleichsspannungen (σv(t)), die zuläs¬ sigen Metalltemperaturdifferenzen (ΔTzul(t)) der zulässigen Vergleichsspannungen (σv,zul(t)), die Wunsch- Dampftemperatur (Tstart.wu) am Turbineneintritt und der Ekofaktor ermittelt werden.
11. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus dem Vorschaumodell (10) zeitliche Verläufe weiterer physikalischer Grö¬ ßen (Va 1), wie beispielsweise der Frischdampfenthalpie, für eine optimierte Anfahrt der Turbine und/oder aus dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenan¬ lage weitere zeitliche Verläufe der für das Anfahren relevanten physikalischen Grö¬ ßen (Va2), wie beispielsweise die Turbinendrehzahl nach einem Anfahrdiagramm bereitgestellt werden.
12. Verfahren nach Anspruch 11 , dadurch gekennzeichnet, dass ein monotoner Anstieg der Frischdampf-Enthalpie für eine gleichmäßig verlaufende Dampferzeu¬ gung mittels einer Grenz-Regelung der Frischdampf-Enthalpie erreicht wird, wobei als Stellgröße die Änderungs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes eingesetzt wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass der Enthalpiezu¬ wachs unter Berücksichtigung des Frischtemperaturzuwaches als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf-Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimiert wird.
14. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die optimierten Dampfparameter mittels im Vorschaumodell (10) vorhandener Teilmodelle (P1 - P15) ermittelt werden und dass die Teilmodelle (P1-P15) bei¬ spielsweise ein thermodynamisches Modell der Dampfturbine einschließlich der re¬ generativen Speisewasseranwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik der Zwischenüberhitzung (P1), eine Turbosatzrotor-Dynamik (P7), Simulationsmo¬ delle der Verbindungs-Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine (P12), (P13), einen Regler für die Ermittlung der Beanspruchungen (P2), (P3), (P10), (P11), eine Regelung der Frischdampfenthalpie vor der HD-Turbine (P4), Module für die Ermittlung der Beanspruchung in den kritischen Komponenten der Turbine (P5), (P6), ein weiteres Simulationsmodell zur Ermittlung der Vergleichs¬ spannung des Rotors P(8), eine Einheit zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs- Beanspruchungen und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs- Beanspruchungen in die Werte der zulässigen Temperaturdifferenzen an den Roto¬ ren (P9), ein Modell zur Ermittlung des Ekofaktors (P 14) sowie ein Simulationsmo¬ dell zur Bestimmung der Eintritts-Wunschtemperaturen (P15) umfassen.
15. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Ermittlung optimierter Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kessel¬ austritt mittels des Vorschaumodells (10) Begrenzungssignale (K2) vom Kessel (2) und ein Startkesseldruck (K1) im Vorschaumodell (10) verarbeitet werden.
16. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mittels eines Einstellers (5) ein Beschleunigungsfaktor zur vielfach beschleu¬ nigten Vorschauermittlung zum Anfahren der Turbinenanlage gegenüber dem Ver¬ halten der realen Turbinenanlage eingestellt wird.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass zum Vergleich mit dem optimierten Turbinenanfahren mit dem Vorschaumodell (10) der Ekofaktor beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm ermittelt werden.
18. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass bei stillstehender Turbine die Funktionen des Vorschaumodells (10) mittels des Modells (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage, beispielsweise der Ab¬ gleich an die aktuellen Turbinenparameter, überprüft werden.
19. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Vorschaumodell (10) und/oder im Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage Vorgabeparameter (X1), wie beispielsweise vorgegebene Dampf¬ temperaturen und Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der. Turbi¬ nen-Rotoren und/oder der Turbinengehäuse sowie zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Metallteilen der Turbine verarbeitet werden.
20. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfpara¬ meter Messsignale (R1) von der realen Turbine 3 oder simulierte Messsignale (M1) aus dem Modell (12) zur Nachbildung der Turbinenanlage verarbeitet werden.
21. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Ermittlung der günstigsten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter eine Vorschau-Ermittlung mit dem Vorschaumodell (10) vor dem Turbinenstart und/oder während eines bereits angefangenen Anfahrprozesses der realen Turbine 3 ausgeführt wird.
22. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Anfahrkosten mittels des Vorschaumodells (10) für unterschiedliche An¬ fahrprozesse ermittelt werden und/oder ein minimaler Kostenaufwand für den jewei¬ ligen Anfahrprozess bestimmt wird.
23. Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenan¬ lage, welches
- ein Vorschaumodell (10) zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfpa¬ rameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls umfasst,
- das Vorschaumodell (10) die Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbi¬ nenmetalls auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zum Errei¬ chen einer zulässigen Beanspruchungsgrenze regelt,
- weiterhin das Vorschaumodell (10) die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls bis zum Erreichen vorgegebener Nenn- Dampftemperaturen geregelt einhält, und
- als Stellgrößen für die Kessel- und/oder Turbinenregelung die Öffnungsgeschwin¬ digkeit der Frischdampfregelventile (YHD) und der Abfangregelventile (YMD) und nach Erreichen der maximalen Stellung der Ventile als Stellgrößen die Anstiegsgeschwin¬ digkeit der Dampfparameter am jeweiligen Turbineneintritt eingesetzt sind.
24. Modul nach Anspruch 23, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls aufgrund einer Änderung des Wärmekoeffizienten erkennt und der Anteil der Aktivi¬ tät der Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung reduzierbar ist.
25. Modul nach einem der Ansprüche 23 oder 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Dampf parameter auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (paκ) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbine (TFD.VHDT) und am Kesselaustritt (Taκ) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (PFD.VHD) und am Kesselaustritt (paκ), die Frischdampftemperatur (TFD.VHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (Taκ). den Dampfdruck vor der MD-Turbine (PZÜ.VMD) und am Kesselaustritt (pazü) und die Dampftemperatur vor der MD-Turbine(Tzü,vMDτ) und am Kesselaustritt (Tazθ) bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung sind.
26. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 25, wobei die optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter durch minimale Anfahrkosten für ein kostengünstigs¬ tes Anfahren der Turbine gekennzeichnet sind.
27. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 26, dadurch gekennzeichnet, dass als Regelgröße zur Regelung der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbinenme¬ talls generierbar ist.
28. Modul nach Anspruch 27, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Ver¬ gleichsspannung kritischen Turbinenmetalls in die äquivalente zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) als Differenz zwischen der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser (Ta) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser (Tj) des Turbinenmetalls umrechenbar ist und die äquivalente zuläs¬ sige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) statt der Ver¬ gleichsspannung zur Erreichung der zulässigen Größe der zulässigen Beanspru¬ chung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls eingesetzt wird.
29. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 28, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gerät (4) zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse vorgesehen ist, welches die aktuellen Turbinenmetall- temperaturen der kritischen Turbinenteile erfasst und dem Vorschaumodell (10) zu¬ führt.
30. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 29, dadurch gekennzeichnet, dass in einem Modell (12) zur Nachbildung des statischen und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage das thermische Verhalten der Turbinenanlage einschließlich der Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile simuliert und dem Vor¬ schaumodell (10) zur Verarbeitung zuführt.
31. Modul nach Anspruch 30, dadurch gekennzeichnet, dass das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ein Modell der Turbine, ein Modell der Um¬ leitstationen, ein Modell der Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermittlung des Wärme- und Druck-Verlustes in der Dampfrohr¬ leitung zwischen Kessel und Turbine und ein Modul zur Ermittlung der thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine umfasst.
32. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 31 , dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) als Dampfparameter den zeitlichen Dampftemperatur-Verlauf vor der Turbine (TvT(t)), den zeitlichen Dampfdruck-Verlauf vor der Turbine (pvT(t)), die thermischen Turbinenleistung und/oder Generatorleistung (P(t)), die Vergleichs¬ spannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv (t)), die zulässigen Ver¬ gleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t)), die Metall¬ temperaturdifferenzen (ΔT(t)) der Vergleichsspannungen (σv(t)), die zulässigen Me¬ talltemperaturdifferenzen (ΔTzul(t)) der zulässigen Vergleichsspannungen (σv,zul(t)), die Wunsch- Dampftemperatur (Tstart.wu) am Turbineneintritt und/oder den Ekofak- tor bestimmt.
33. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 32, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zeitliche Verläufe weiterer physikalischer Größen (Va1), wie
. beispielsweise der Frischdampfenthalpie, für eine optimierte Anfahrt der Turbine und/oder das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage weitere zeitli¬ che Verläufe der für das Anfahren relevanten physikalischen Größen (Va2), wie bei¬ spielsweise der Turbinendrehzahl, nach einem Anfahrdiagramm bereitstellt.
34. Modul nach Anspruch 33, dadurch gekennzeichnet, dass mittels einer Grenzre¬ gelung der Frischdampf-Enthalpie ein monotoner Anstieg der Frischdampf-Enthalpie erreichbar ist, wobei die Stellgröße der Grenzregelung die Änderungsgeschwindig¬ keit des Frischdampfdruckes ist.
35. Modul nach Anspruch 34, dadurch gekennzeichnet, dass der Enthalpiezuwachs unter Berücksichtigung des Frischtemperaturzuwaches als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf- Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimierbar ist.
36. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 35, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der optimierten Dampfparameter Teilmodelle (P 1 - P 15) umfasst und dass die Teilmodelle (P 1 -P 15) beispielsweise ein thermody- namisches Modell der Dampfturbine einschließlich der regenerativen Speisewasser- anwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik der Zwischenüberhitzung (P1), eine Turbosatzrotor-Dynamik (P7), Simulationsmodelle der Verbindungs- Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine (P12), (P13), ein Regler für die Ermittlung der Beanspruchungen (P2), (P3), (P10), (P11), eine Regelung der Frischdampfenthalpie vor der HD-Turbine (P4), Module für die Ermittlung der Bean¬ spruchung in den kritischen Komponenten der Turbine (P5), (P6), ein weiteres Simu¬ lationsmodell zur Ermittlung der Vergleichsspannung des Rotors (P8), eine Einheit zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen in die Werte der zulässigen Tempera¬ turdifferenzen an den Rotoren (P9), ein Modell zur Ermittlung des Ekofaktors (P14) sowie ein Simulationsmodell zur Bestimmung der Eintritts-Wunschtemperaturen (P15) sind.
37. Modul nach Anspruch 36, dadurch gekennzeichnet, dass mittels der Teilmodel¬ le (P1 - P 15) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage Wärme- und Druckverlus¬ te in den Dampfrohrleitungen zwischen Kessel (2) und Turbine (3) zur Vorschau der mit dem Kessel (2) zu realisierenden Dampfparameter am Kesselaustritt ermittelbar sind.
38. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 37, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung optimierter Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt Begrenzungssignale (K2) vom Kessel (2) und einen Startkes¬ seldruck (K1) verarbeitet.
39. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 38, dadurch gekennzeichnet, dass ein Einsteller (5) zur Einstellung eines des Beschleunigungsfaktors zur vielfach be¬ schleunigten Vorschauermittlung für das Turbinenanfahren gegenüber dem Verhal¬ ten der realen Turbinenanlage vorgesehen ist.
40. Modul nach einem der Ansprüche 32 bis 39, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zum Vergleich mit dem optimierten Turbinenanfahren den Eko- faktor beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm ermittelt.
41. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 40, dadurch gekennzeichnet, dass bei stillstehender Turbine die Funktionen des Vorschaumodells (10) mittels des Modells (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage, beispielsweise der Abgleich an die aktuellen Turbinenparameter, überprüfbar sind.
42. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 41 , dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) und/oder das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbi¬ nenanlage Vorgabeparameter (X1), wie beispielsweise vorgegebene Dampftempe¬ raturen und Dampfdrücke aus Wärmeschaltschildern, Materialwerte der Turbinen- Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Metallteilen der Turbine verarbeiten.
43. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 42, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter Messsignale (R1) von der realen Turbine 3 oder simulierte Messsignale (M1) aus dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage verarbeitet.
44. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 43, dadurch gekennzeichnet, dass für eine Ermittlung der günstigsten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter eine Vorschau-Ermittlung mit dem Vorschaumodell vor dem Turbinenstart und/oder wäh¬ rend eines bereits angefangenen Anfahrprozesses der realen Turbine 3 ausführbar ist.
45. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 44, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) die Anfahrkosten für unterschiedliche Anfahrprozesse mitein¬ ander vergleicht und/oder einen minimalen Kostenaufwand für den jeweiligen An- fahrprozess bestimmt.
46. Verwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens und Moduls nach einem der vorherigen Ansprüche zur prädiktiven Abfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenanlage.
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