WO2006097495A2 - Verfahren und vorrichtung zum bereitstellen einer regelleistung durch eine kombinierte gas- und dampfturbinenanlage - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zum bereitstellen einer regelleistung durch eine kombinierte gas- und dampfturbinenanlage Download PDF

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Reinhold Ackenheil
Oldrich Zaviska
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Siemens Aktiengesellschaft
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    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Definitions

  • the present invention relates to a method for providing a control power by a combined cycle power plant with at least one gas turbine and at least one steam turbine.
  • the gas and steam turbine plant generates electrical power and feeds it into a network, which is operated at a predetermined grid frequency.
  • the waste heat of the gas turbine plant is fed to a waste heat boiler in which the working steam is generated for operating the steam turbine.
  • the steam turbine is connected upstream of at least one steam turbine steep valve whose passage cross-section is adjustable by a control.
  • the setpoint formation for adjusting the control valve passage cross-section is performed using a performance-relevant control parameter, i. a control parameter, which allows the regulation of the power of the steam turbine.
  • the power-relevant control parameter may in particular also be the power of the steam turbine itself. It should be noted at this point that the steam turbine often has several pressure levels.
  • a steam turbine may have a high-pressure, a medium-pressure and a low-pressure turbine, which differ in the pressure of the steam that prevails in the respective turbine sections. If the steam turbine has a plurality of such sub-turbines, then each of the sub-turbines may comprise at least one steam turbine control valve whose control valve passage cross-section is adjustable by a control.
  • Power grids are operated at a certain grid frequency, which is 50 Hz in Europe. The close constancy of the frequency is to be guaranteed by the network operator. However, grid frequency is related to the balance between power generation and load (consumer demand for linked). An increase of the load or a reduction of the power generation leads to a reduction of the mains frequency and vice versa. A load or power generation change must therefore be responded to by the grid operator on the power generation or load side as soon as the grid frequency leaves the permissible range of change.
  • a certain power quality is guaranteed.
  • the compensation must be made within a few seconds, so that no disturbances in the network occur.
  • the measure of the currently prevailing imbalance between the network load and the power fed into the grid is the frequency deviation.
  • the load power compensation takes place by the constant power adjustment of the power generation to the network load.
  • the adjustment is made by means of provided positive or negative control power, ie power that can be dynamically fed into the grid or taken off the grid.
  • the provision of control power is typically provided by dedicated power plants.
  • the maintenance of the control task in the entire range of occurring frequency changes and the occurring frequency change periods requires the presence of certain dynamic characteristics in the power plants involved in the control. In gas and steam turbine plants, there are mainly two difficulties to overcome in terms of providing the control power:
  • a request for positive or negative provision of a control power in the range of seconds ie a power available within a few seconds
  • the dynamic behavior of the steam turbine corresponds to the behavior of the waste heat process, whose dynamics are in the minute range (minute dynamics).
  • the reason for this is that the steam turbine part only acts as a recycler of the gas turbine waste heat.
  • the gas turbine alone must provide and provide the required block control performance. For the gas turbine this leads to a stationary gas turbine operation, which is reduced by the amount of power to be held for the regulation (partial load operation).
  • the partial load mode of the gas turbine not only has the steam turbine power, which is lower by the reduced amount of waste heat, but also further disadvantages associated with partial load operation. These disadvantages range from a reduction in plant efficiency to an increase in specific emission levels to a reduction in the annual use of installed capacity.
  • Gas turbines are operated over a wide power range with constant exhaust gas temperature.
  • the load changeability ie the response to a change in the requested power is essentially determined by the dynamic properties exhaust gas temperature control system.
  • the gas turbines can provide the required control power relatively easily.
  • gas turbines can no longer adequately meet the requirements. Therefore, gas and steam turbine plants are only partially capable of primary control in the case of the aforementioned smaller, rapid frequency changes.
  • Gas and steam turbine plants are usually operated with a passive steam part. This means that the steam turbine is operated with fully open control valves (so-called Gleitdruckfahrweise) and depends on the dynamic characteristics of the waste heat boiler. Gas and steam turbine plants can therefore usually participate in the frequency control in the interconnected network only with the gas turbine part, which in addition leads to the above-mentioned disadvantages of the reduced dynamics to be accepted.
  • Steam turbine power setpoint is returned to its original state after a period of time. Since an increase in the block power would be registered in the block power management with such an increase of the steam turbine power, whereupon, in a concrete embodiment (Siemens), the block power control would counteract the increasing block power, the block power is stopped by means of a stop circuit until the steam turbines Power setpoint has reached its original value again.
  • Such a controlled steam turbine may provide control power to compensate for mains frequency fluctuations whose period is determined by the disappearance signal.
  • the magnitude of the frequency deviation that can be responded to is determined by the steam turbine in this period of time using the additional power retrievable from the memory. The higher the retrievable additional power, the greater the frequency fluctuations can be compensated.
  • Control power by a combined gas and steam turbine plant with at least one gas turbine and at least one steam turbine wherein the electric power generated by the gas and steam turbine plant is fed into a network with a Netzfre- frequency that has to correspond to a predetermined target frequency, the steam turbine involved in a frequency control for maintaining the target frequency.
  • a control reserve for generating the control power with the steam turbine is provided.
  • a positive or negative control power is fed into the network, which is made available at least partially by charging or discharging the control reserve.
  • a charging of the control reserve at an overfrequency and a discharge of the control reserve at an underfrequency In the method according to the invention, the control reserve is charged or discharged with a coordinated distribution of the control power to the gas turbine and the steam turbine associated. In other words, the balancing power is provided by the
  • control module according to EP 1 174 591 A1 leads to a substantial improvement in the dynamic properties of the gas and steam turbine plant in the second range, it is suitable only for providing a positive control power at individual larger, relatively rare frequency drops, e.g. about ⁇ f> -5OmHz.
  • a control of the steam turbine down valve is used, which ensures a reduction of the passage cross-section of the valve (so-called fast valving).
  • fast valving With the almost valving, however, only a few relatively rare events can be achieved with frequency increases, e.g. compensate for ⁇ f> + 50mHz.
  • the method according to the invention allows a continuous frequency control with the gas and steam turbine plant in the entire range of permissible frequency deviations starting at approximately +10 mHz.
  • the inventive method allows the continuous frequency control by means of the structure of a control reserve, such as in the form of a heat storage in Abhitzekes- by a steam turbine throttling, together with the coordinated distribution of the required positive and negative control power to the gas turbine and the steam turbine.
  • the coordinated distribution also takes into account the charging and discharging of the heat accumulator used by the steam turbine of the heat boiler, ie the control reserve
  • the frequency control takes place predominantly with the steam turbine, ie the control power is provided mainly by the steam turbine. Due to its dynamic properties, the steam turbine is predestined for frequency control in the aforementioned ranges. The reason for this is that it is possible to load or unload the control reserve within seconds. For larger frequency deviations or longer periods there is a common frequency control.
  • the control power of the gas turbine and the steam turbine is shared.
  • the establishment of the control reserve can be done by forming a corresponding additional power value for the gas turbine based on the deviation of the mains frequency from the desired frequency and a predetermined block setpoint. As long as the deviation of the mains frequency from the nominal frequency .DELTA.f is approximately zero, the additional power value serves merely to maintain the control reserve. In the case of a significant deviation of the mains frequency from the nominal frequency, the control reserve is returned to a predetermined value after charging or discharging by means of the additional power value.
  • the inventive method can be realized with two different control concepts.
  • control of the distribution of control power to the gas turbine and the steam turbine is accomplished by forming a corresponding gas turbine power set point and a corresponding steam turbine power setpoint based on the frequency deviation and the predetermined block setpoint.
  • the first control concept is based on a power-controlled steam turbine operation in which the steam turbine is controlled on the basis of a power setpoint.
  • the gas and steam turbine can be operated with a predetermined block power setpoint if the grid frequency corresponds to the setpoint frequency, with a split of the block power setpoint to the gas turbine power setpoint and the steam turbine power setpoint based on a predetermined ratio.
  • the ratio can be predetermined in the form of a function, for example. But it is also fundamentally possible to use the ratio in the form of a look-up table. pretend to belle. In the case of a deviation of the network frequency from the nominal frequency, the first control concept involves a change in the block power by the necessary control power.
  • the control power is first provided by changing the steam turbine power setpoint while charging or discharging the control reserve, leaving the predetermined ratio of the block power setpoint split to the gas turbine power setpoint and the steam turbine power setpoint.
  • the control power is thus provided mainly by the control reserve. Delayed to the steam turbine power setpoint, the gas turbine power setpoint is then changed, simultaneously restoring the predetermined ratio of the block power setpoint split to the gas turbine power setpoint and the steam turbine power setpoint.
  • the ratio may in particular also depend on the size of the block power setpoint value, ie it may be different after the change in the block power setpoint value than before the change, as long as the new ratio corresponds to the predefined function or lookup table. Parallel to this, a dynamic, ie temporary change of the live steam pressure setpoint value can take place, so that after restoring the predetermined distribution, the control reserve is again properly filled.
  • the distribution of the control power to the gas turbine and the steam turbine is regulated on the basis of a gas turbine power setpoint and an opening setpoint value for the valve opening of at least one control valve of the steam turbine.
  • the steam turbine in the second control concept has an opening control.
  • the actuator here is a steam turbine control valve, and the corresponding relevant for the performance of the steam turbine control parameters is the opening setpoint for the control valve.
  • the method according to the invention is suitable both for use in power-controlled steam turbines and for use in pressure-controlled steam turbines.
  • the structure of the control reserve can be achieved by throttling at least one steam turbine control valve and charging or discharging the control reserve by setting a suitable throttling.
  • the control device comprises a gas turbine module for determining a gas turbine power setpoint, which is connected to the block power setpoint input and the frequency signal input and is designed to switch the gas turbine power setpoint when the network frequency deviates from the setpoint frequency, taking into account a gas turbine engine based on the frequency deviation signal. To determine control power.
  • control device comprises a main steam module, which is connected to the block power setpoint input and the frequency signal input and is designed to output a live steam pressure setpoint on the basis of the frequency deviation signal and the block power setpoint.
  • the live steam module is also designed to output an additional power value to the gas turbine module, which represents an additional power of the gas turbine required for maintaining the control reserve in the event of a deviation of the power frequency from the desired frequency.
  • the gas turbine module is configured based on the additional power value to change the gas turbine power setpoint so that in the
  • Gas and steam turbine plant reserve the reserve is maintained.
  • the live steam module is further configured to change the live steam pressure setpoint on the basis of the frequency deviation signal in the event of a deviation of the mains frequency from the solar frequency in such a way that charging or discharging of the control reserve is brought about.
  • the control device comprises a splitting module, which is in communication with the frequency signal input and the block power setpoint input and configured to adjust the gas turbine power setpoint and the steam turbine power setpoint upon charging or discharging the control reserve based on the frequency deviation signal. set the block power setpoint and the additional power value so that a division of the control power to the gas turbine and the steam turbine takes place.
  • the device according to the invention makes it possible to carry out the method according to the invention in accordance with the first control concept.
  • the device according to the invention is designed for a power control of the steam turbine.
  • the control device may include a conversion module connected to the block power setpoint input for receiving the block power setpoint, to the frequency signal input for receiving the frequency deviation signal, and to the live steam module for outputting a pressure setpoint.
  • the conversion module is designed to convert the block power setpoint into a pressure setpoint, taking the frequency deviation signal into account.
  • This module can in particular also be integrated as a submodule in the live steam module. It is used to calculate the pressure setpoint on the basis of the block setpoint and to adapt it to a frequency deviation.
  • the live steam module can then determine the additional power value and the live steam pressure setpoint adjusted to the frequency deviation.
  • the gas turbine module, the steam turbine module and the distribution module can be combined in a setpoint formation module.
  • the control device can be adapted for pressure control of the steam turbine by the conversion module is designed to output a conversion factor for converting a vapor pressure into a power on the basis of a pressure characteristic, and an opening control module is integrated.
  • the opening control module communicates with the steam turbine module for receiving the steam turbine setpoint, with the live steam module for receiving the live steam pressure setpoint, and with the conversion module for receiving the conversion factor. It is designed to determine and output an opening target value for the opening of the at least one steam turbine control valve on the basis of the received values.
  • the opening module can be designed in particular for determining and outputting a linear opening setpoint value.
  • Fig. 1 shows a schematic block diagram of a gas and steam turbine plant.
  • FIG. 2 shows a schematic block diagram, which represents a control device according to the first control concept.
  • FIG. 3 shows a schematic block diagram which represents an opening regulation module according to the second control concept.
  • a combined cycle power plant 100 is shown. It comprises a gas turbine part 102 with two gas turbine systems 125, 126 and a steam turbine part 103 with two waste steam pistons 104, 105, which in the present exemplary embodiment are designed as so-called three-pressure steam boilers, and a steam turbine set 101.
  • a block guide 110 is present, which coordinates the coordinated one Control and regulation of the entire combined cycle power plant 100 takes over.
  • Each gas turbine plant 125 comprises a compressor 129 for sucking in and compressing ambient air, a combustion chamber section 150 downstream of the compressor 129 with at least one combustion chamber in which a mixture of supplied fuel and compressed air is ignited and burned, and a fluidic combustion chamber section 150 Downstream turbine section 130.
  • the combustion exhaust gases produced during combustion in the combustor section 150 are supplied to the turbine section 130 where they perform work under expansion and cooling which is transmitted to a gas turbine coupled generator 128 for generating electrical power.
  • the still hot exhaust gases emerging from the gas turbine plants 125, 126 are fed via exhaust ducts 127 to the waste heat boiler 104, 105 of the steam turbine plant 103.
  • each pressure stage of the waste heat boiler (each three-pressure waste heat boiler 104, 105 is equipped with three pressure stages, a high-pressure stage, a medium-pressure stage and a low-pressure stage) is generated via the supplied waste heat steam, which in the downstream turbine sections 111, 112, 113 of the steam turbine 101st work under relaxation and cooling. With the work, a generator 114 is driven to generate electric power.
  • a gas turbine control device 31 is present, which receives its power setpoint values 34 from the block guide 110.
  • the steam turbine plant comprises a steam turbine control device 115, which in the present embodiment for Execution of a pressure-based control concept is designed.
  • the steam turbine control device 115 for outputting actuating signals via signal lines 143, 144 is connected to a steam turbine partial valve 106 of the high-pressure turbine section or to a steam turbine control valve 107 of the medium-pressure turbine section 112.
  • the low-pressure turbine section 113 which in addition to the exhaust steam from the intermediate-pressure turbine stage is still supplied with steam from the low-pressure stage of the heat recovery steam generator, can be regulated via a low-pressure control flap 108.
  • the steam turbine control device 115 receives from the block guide 110 an opening command value 116 for regulating the high-pressure section turbine 111 and an opening command value 117 for regulating the medium-pressure section turbine 112. From the steam turbine system 103, the block guide 110 receives via corresponding signal lines 118, 119 the respective actual pressure (admission pressure) upstream of the steam turbine control valve 106 of the high-pressure turbine section 111 or the steam turbine control valve 107 of the medium-pressure turbine section 112. In addition, the block guide 110 receives the actual frequency of the network via a signal line 151 the current is fed from the generators 114, 128.
  • control device comprises at least one module in addition to the modules shown in FIG. 2, as shown in FIG.
  • FIG. 2 shows a control apparatus for performing power control of both the gas turbine plants 125, 126 and the steam turbine plant 103. It includes a power setpoint formation module 200 for generating the power setpoints for both the gas turbine and gas turbine engines Steam turbine, a setpoint forming module 202 for the pressure of the high-pressure stage and a conversion module 204 for converting the vapor pressure into a performance on the basis of a sliding pressure characteristic.
  • a power setpoint formation module 200 for generating the power setpoints for both the gas turbine and gas turbine engines Steam turbine
  • a setpoint forming module 202 for the pressure of the high-pressure stage
  • a conversion module 204 for converting the vapor pressure into a performance on the basis of a sliding pressure characteristic.
  • Inputs to power setpoint module 200 are the rated deviation of the line frequency from the desired frequency and the block setpoint.
  • the weighted frequency deviation is input via a frequency signal input 206, the block power setpoint via a block power signal input 208 and an adjustable block power setpoint generator 208, respectively.
  • the power setpoint module 200 includes a set point control unit 210 and a characteristics module 212, in which the characteristic of dividing the setpoint value into a steam turbine Power setpoint and a gas turbine
  • Power setpoint is stored as a function.
  • the function describes the gas turbine portion of the block power setpoint.
  • the power setpoint formation module 200 includes two higher order lag elements 214 which serve to model the time delay of the electrical power provided by the gas turbine upon a change in the block power set point.
  • Output signals of the power setpoint formation module 200 are, on the one hand, the gas turbine power setpoint 216 and, on the other hand, the steam turbine power setpoint 218.
  • the power setpoint formation module 200 includes a steam turbine module for determining the steam turbine power setpoint and a gas turbine module for determining the gas turbine power setpoint.
  • Main components of both the gas turbine module and the steam turbine module are the set point control unit 210 and the function module 212.
  • both the steam turbine module and the gas turbine module include a division unit 220 in which the gas turbine portion of the block power setpoint is divided by the block power setpoint and a multiplier in which Result is multiplied by the change in power resulting from the frequency deviation.
  • the steam turbine module and the gas turbine module are also designed as independent modules could be. In this case, the aforementioned modules would be and
  • the steam turbine module additionally comprises the two higher-order delay elements 214 in addition to the gas turbine module.
  • the conversion module 204 comprises a function module 224 in which the natural sliding pressure characteristic is stored and a division unit 226 in which the input signal of the functional unit 224 is divided by the output signal of the functional unit 224 to obtain a conversion factor for converting pressure into power.
  • the conversion factor represents an output signal of the division unit 226.
  • the setpoint generation module 202 for the live steam pressure in front of the high-pressure turbine section 111 is designed to determine a setpoint value for the steam pressure upstream of the high-pressure turbine section 111 on the basis of the output signal of the function module 224 in the conversion module 204 and the frequency deviation.
  • the setpoint value for the live steam pressure upstream of the high-pressure turbine section represents the output signal of the setpoint generation module 202 for the live steam pressure.
  • a control concept can be realized, which is based on a power-controlled steam turbine operation.
  • the steam turbine control valves are throttled to build a memory in the form of a throttle reserve. If the mains frequency deviates from the reference frequency, the throttle reserve is first activated in time, with the accumulator charging or discharging. With the timing of the steam generation of steam storage is brought back to its original state after completion of the measure. Thereafter, the turbine control valves are also back in their load-dependent throttle position.
  • the scheduled, specified by the load distributor setpoint changes are made with an adjustable gradient 1.
  • the power setpoint (block power setpoint) is divided into a gas turbine fraction and a steam turbine fraction. Since the steam turbine works in the follow-up mode, its performance also changes with the generation of steam, which depends on the load-dependent heat output from the gas turbine exhaust gas. This characteristic is stored in a characteristic curve 2.
  • the allocation of the block power setpoint to the power control of the gas turbine and the steam turbine is carried out with the aid of this function.
  • the set point for the steam turbine is delayed by the timing of the steam generation from the gas turbine power adjustment in order to coordinate the power change of the steam turbine so that it takes place only when the steam generation changes.
  • the steam storage is not claimed and is available in this way even during a change in performance of the primary control.
  • the setpoint for the live steam pressure is derived from the block power setpoint 4.
  • the Gleitdrucksollwert proportional to the steam turbo additional power is limited to a lower 5 and an upper 6 fixed pressure value.
  • the sliding pressure setpoint 7 is to be set so that the control valves are fully opened in steam turbine operation.
  • To obtain the power reserve necessary to provide the primary control place the turbine valves in the throttle position to build up a reservoir. This is achieved by transition to the modified Gleittik compassion, ie by raising the sliding pressure characteristic.
  • the required pressure difference ( ⁇ p) 8 depends on the predetermined primary control reserve and the time behavior of the steam generation. For block power changes, an additional power 9 is calculated in the sliding pressure range in order to obtain the necessary vapor pressure change.
  • the power setpoint for the gas turbine must be overdriven or understeered in order to influence the generation of steam via the path of the gas turbine waste heat. sen.
  • the sliding pressure setpoint generated from the block power setpoint and limited upwards and downwards is still dynamically adjusted to correspond to the time response of the steam generation 10 and the storage time behavior 11.
  • the subsequent comparison of this dynamic pressure setpoint with the measured live steam pressure results in a control difference which is superposed with a gain 12 superimposed on the power setpoint.
  • the operating mode of the turbine controller remains in power control mode.
  • the primary control changes the block performance in the second range.
  • the change in the power output due to the weighted frequency deviation 13 takes place independently in the systems involved.
  • the evaluation is carried out with the system-specific proportionality factor (statics or K x ⁇ f) and is applied to the block power setpoint without delay.
  • K x ⁇ f system-specific proportionality factor
  • the reaction time of the gas turbine to a sudden change in load takes longer than in the steam turbine, which can follow faster within the setting speed of the turbine control valves and bridges the time delay of the gas turbine.
  • the storage tank of the waste heat boiler is discharged or charged.
  • a frequency reduction the evaluated deviation (K x .DELTA.f) completely and instantaneously switched to the power setpoint of the steam turbine 14. At frequency reduction, it reacts immediately with a corresponding opening of the turbine control valves and the following increase in the generator power, resulting in the storage of
  • the modules used to form the desired power values, the dynamic pressure setpoint and the additional power which are designed as circuits in the present exemplary embodiment, are free of feedback and contain only intrinsically stable structures. Instead of circuits, the modules can also be designed as software modules.
  • the control described with reference to FIG. 2 is designed to regulate the live steam pressure in the high-pressure turbine part 111.
  • a further desired value formation module such as the module 202, which is assigned to a further sub-turbine, for example the medium-pressure sub-turbine 112
  • Partial turbine 112 is determined and output. In principle, a separate pre-pressure setpoint can be determined for each sub-turbine.
  • the control device or regulation described with reference to FIG. 2 is based on a power-controlled steam turbine operation.
  • the underlying control method can also be implemented with a closed-loop control concept based on the regulation of the opening of the steam turbine control valves.
  • the control concept is then composed of the modules shown in FIG. 2 and in FIG. 3, which are designed as circuits in both embodiments. However, instead of circuits, the two modules can also be designed as software modules.
  • the mode of operation of the turbine controller i.e., the steam turbine regulator 115 in Fig. 1
  • the mode of operation of the turbine controller is the regulation of the valve opening of the control valves.
  • the formation of the steam turbine opening setpoint takes place on the basis of the steam turbine power setpoint value, the conversion factor from the conversion module 204 and the setpoint value of the live steam pressure to be obtained from the live steam module 202, and is illustrated in FIG.
  • the opening control module 300 shown in FIG. 3 comprises a multiplication unit 302 which receives the live steam pressure setpoint from the live steam module 202 of FIG. 2 and the conversion factor from the conversion module 204 of FIG. Furthermore, the opening control module 300 comprises a division unit 304 to which the steam turbine power setpoint from the power setpoint module 200 as a counter and the result of the multiplication in the multiplication unit 302 as a denominator.
  • the result of the division in the division unit 304 is fed to a further multiplication unit 306 with the aid of which the result of the division is converted in a percentage.
  • a limiting unit 308 connected downstream of the second multiplication unit 306 ensures that the result of the multiplication in the multiplication unit 306 does not exceed the value 100% and does not fall below the value 0%.
  • the thus-limited multiplication result is output to a characteristic module 310 which converts the embedded multiplication result based on the characteristic into an opening target value for the steam turbine control valves, which is the output of the opening target value module 300.
  • the formation of the steam turbine opening setpoint value thus takes place with the aid of the division of the steam turbine power setpoint value in megawatts by the setpoint value for the live steam pressure, which is converted into electrical power.
  • the resulting ratio is multiplied by the factor 100% and serves in this way, limited to the range 0% to 100%, as a linear opening setpoint for the steam turbine control valves.
  • the characteristic curve for the control valve characteristic is stored in the turbine controller. Any deviations from this can be subsequently adjusted via a function generator.
  • Table 1 shows the distribution of the control power reserve to the individual turbine sets together with the achievable base load for the system without and with the control method according to the invention.

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Abstract

Es wird ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Bereitstellen einer Regelleistung durch eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage (100) mit wenigstens einer Gasturbine (130) und wenigstens einer Dampfturbine (111), zur Verfügung gestellt, wobei die von der Gas-- und Dampfturbinenanlage erzeugte elektrische Leistung in ein Netz, das mit einer Netzfrequenz betrieben wird, eingespeist wird, in dem bzw. der: - die Dampfturbine (111) an einer Frequenzregelung zum auf- recht Erhalten der Sollfrequenz beteiligt ist; -- eine Regelreserve für die Dampfturbine (111) vorgehalten wird und - bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz eine positive oder negative Regelleistung in das Netz eingespeist wird, welche wenigstens teilweise durch ein Auf- oder Entladen der Regelreserve zur Verfügung gestellt wird. Mit dem Auf- oder Entladen der Regelreserve geht eine koordinierte Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine (130) und die Dampfturbine (111) einher.

Description

Beschreibung
Verfahren und Vorrichtung zum Bereitstellen einer Regelleistung durch eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bereitstellen einer Regelleistung durch eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage mit wenigstens einer Gasturbine und wenigsten einer Dampfturbine. Die Gas- und Dampfturbinenanlage erzeugt elektrische Leistung und speist diese in ein Netz ein, welches mit einer vorgegebenen Netzfrequenz betrieben wird.
In einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage wird die Abwärme der Gasturbinenanlage einem Abhitzekessel zugeführt, in dem der Arbeitsdampf zum Betreiben der Dampfturbine erzeugt wird. Der Dampfturbine ist mindestens ein Dampfturbinen-Steilventil vorgeschaltet, dessen Durchlassquerschnitt durch eine Regelung einstellbar ist. Die Sollwertbildung für das Einstellen des Stellventil-Durchlassquerschnittes erfolgt unter Verwendung eines leistungsrelevanten Regelparameters, d.h. eines Regelparameters, welcher die Regelung der Leistung der Dampfturbine erlaubt. Der leistungsrelevante Regelparameter kann insbesondere auch die Leistung der Dampfturbine sel- ber sein. Es sei an dieser Stelle angemerkt, dass die Dampfturbine häufig mehrere Druckstufen aufweist. So kann eine Dampfturbine beispielsweise eine Hochdruck—, eine Mitteldruck—und eine Niederdruckteilturbine aufweisen, welche sich durch den Druck des Dampfes, der in den jeweiligen Teilturbi- nen herrscht, unterscheiden. Falls die Dampfturbine mehrere derartige Teilturbinen aufweist, so kann jede der Teilturbinen mindestens ein Dampfturbinen-Stellventil aufweisen, dessen Stellventil-Durchlassquerschnitt durch eine Regelung einstellbar ist.
Stromnetze werden mit einer bestimmten Netzfrequenz, die in Europa bei 50 Hz liegt, betrieben. Die nahezue Konstanz der Frequenz ist vom Netzbetreiber zu garantieren. Die Netzfrequenz ist jedoch mit dem Gleichgewicht zwischen der Stromer- zeugung und der Last (von den Verbrauchern angeforderte Leis- tung) verknüpft. Eine Erhöhung der Last oder eine Absenkung der Stromerzeugung führt zu einer Absenkung der Netzfrequenz und umgekehrt. Auf eine Last- oder Stromerzeugungsänderung muss daher seitens der Netzbetreiber auf der Stromerzeuguns- oder Lastseite reagiert werden, sobald die Netzfrequenz den zulässigen Änderungsbereich verlässt.
Insbesondere im Verbundbetrieb, d.h. im gemeinsamen Betrieb von zwei oder mehreren Kraftwerken und Verbrauchern, die durch Energietransport- und/oder -Verteilungssystemen mit aufeinander abgestimmter Auslegung verbunden sind, wird eine bestimmte Stromversorgungsqualität garantiert. Hierzu gehört insbesondere auch die Einhaltung eines zulässigen Frequenzänderungsbereichs, der durch einen dynamischen Last- Leistungsausgleich, also ein Anpassen der Stromerzeugung an die Last bzw. der Last an die Stromerzeugung, gewährleistet wird. Der Ausgleich muss innerhalb weniger Sekunden erfolgen, damit keine Störungen im Netz auftreten.
Das Maß des momentan herrschenden Ungleichgewichtes zwischen der Netzlast und der ins Netz eingespeisten Leistung ist die Frequenzabweichung. Im ungestörten Betrieb erfolgt der Last— Leistungsausgleich durch die ständige Leistungsanpassung der Stromerzeugung an die Netzlast. Die Anpassung erfolgt mit Hilfe bereitgestellter positiver oder negativer Regelleistung, also Leistung, die dynamisch in das Netz eingespeist oder vom Netz genommen werden kann. Die Bereitstellung von Regelleistung wird typischerweise von speziell dazu bestimmten Kraftwerken gewährleistet. Das Aufrechterhalten der Rege- lungsaufgabe im gesamten Bereich der vorkommenden Frequenzänderungen und der vorkommenden Frequenzänderungsperioden erfordert bei den an der Regelung beteiligten Kraftwerken das Vorhandensein bestimmter dynamischer Eigenschaften. Bei Gas- und Dampfturbinen-Anlagen sind im Hinblick auf das Bereitstellen der Regelleistung hauptsächlich zwei Schwierigkeiten zu überwinden:
1. Einer Anforderung auf positive oder negative Bereitstellung einer Regelleistung im Sekundenbereich, also einer Re- gelleistung, die innerhalb von wenigen Sekunden zur Verfügung stehen muss, wird bei einem Gas— und Dampfturbinen—Kraftwerk nach Stand der Technik nur die Gasturbine folgen können. Das dynamische Verhalten der Dampfturbine entspricht nämlich dem Verhalten des Abhitzeprozesses, dessen Dynamik im Minutenbe- reich (Minutendynamik) liegt. Die Ursache hierfür ist, dass der Dampfturbinenteil nur als Verwerter der Gasturbinenabhitze fungiert. Demzufolge muss die Gasturbine alleine die geforderte Blockregelleistung vorhalten und erbringen. Für die Gasturbine führt dies zu einem stationären Gasturbinenbe- trieb, der um den für das Regeln vorzuhaltenden Leistungsanteil reduziert ist (Teillastfahrweise) . Die Teillastfahrweise der Gasturbine hat jedoch nicht nur die um den verminderten Abhitzebetrag niedrigere Dampfturbinenleistung zum Nachteil, sondern auch weitere mit dem Teillastbetrieb verbundene Nachteile. Diese Nachteile reichen von Einbußen im Anlagenwirkungsgrad über die Erhöhung der spezifischen Emissionswerte bis zur Absenkung der jährlichen Nutzung der installierten Leistung.
2. Gasturbinen werden über einen großen Leistungsbereich mit konstanter Abgastemperatur betrieben. Die Lastwechselfähigkeit, also die Reaktion auf einen Wechsel der angeforderten Leistung wird im Wesentlichen von den dynamischen Eigenschaften Abgastemperaturregelsystems bestimmt. Bei einmaligen re- lativ seltenen größeren Frequenzabweichungen (z.B Δf > 5OmHz) können die Gasturbinen relativ problemlos die geforderte Regelleistung bereitstellen. Bei kleineren periodischen Frequenzänderungen (z.B Δf < 5OmHz mit Perioden im Sekundenbereich) können Gasturbinen den Anforderungen nicht mehr hin- reichend folgen. Bei den genannten kleineren schnellen Frequenzänderungen sind Gas— und Dampfturbinenanlagen daher nur bedingt primärregelungsfähig.
Gas- und Dampfturbinenanlagen werden üblicherweise mit passi- vem Dampfteil betrieben. Dies bedeutet, dass die Dampfturbine mit voll geöffneten Stellventilen betrieben wird (so genannte Gleitdruckfahrweise) und von den dynamischen Eigenschaften des Abhitzekessels abhängt. Gas- und Dampfturbinenanlagen können sich daher in der Regel an der Frequenzregelung im Verbundnetz nur mit dem Gasturbinenteil beteiligen, was dazu führt, dass die oben genannten Nachteile der verminderten Dynamik in Kauf zu nehmen sind.
Neuere Entwicklungen, wie sie beispielsweise in EP 1 174 591 Al beschrieben sind, stellen ein Steuermodul zur Verfügung, das eine angedrosselte Fahrweise der Dampfturbine (so genannte modifizierte Gleitdruck) erlaubt und durch die Steuerung angedrosselter Dampfturbinen-Stellventile eine Beteiligung der Dampfturbine an der Frequenzregelung ermöglicht. Das Steuermodul erlaubt es, durch die Androsselung der Dampfturbinen-Stellventile einen Teil der vorzuhaltenden Regelleistung auf die Dampfturbine zu verlagern. Die Verlagerung ermöglicht das Anheben der stationären Teillast der Gasturbine um den in der Dampfturbine vorgehaltenen Regelleistungsan- teil. Die höhere Teillast der Gasturbine bringt eine Verminderung der Anlagenwirkungsgradeinbußen und eine damit verbundene Absenkung der spezifischen Emissionen mit sich.
Um eine Regelleistung in der Dampfturbine vorhalten zu kön- nen, wird in EP 1 174 591 Al vorgeschlagen, einen Energiespeicher (Wärmereserve) im Abhitzekessel aufzubauen. Während einer Unterschreitung der Sollfrequenz im Netz kann der Energiespeicher innerhalb kürzester Zeit aktiviert werden und die ausgespeicherte Energie der Dampfturbine in Form des zusätz- liehen Dampfes zugeführt werden, um die Leistung der Dampfturbine zu erhöhen. Der Abruf der gespeicherten Energie wird durch einen geeigneten Dampfturbinen Leistungssollwert herbeigeführt, dem ein zeitliches Verschwindsignal aufgeprägt ist. Dieses führt dazu, dass die Androsselung der Dampfturbi- nen-Stellventile entsprechend zeitlich aufgehoben wird. Der
Dampfturbinen—Leistungssollwert wird nach einer gewissen Zeit wieder in seinen ursprünglichen Zustand überführt. Da in der Blockleistungsführung bei einer derartigen Erhöhung der Dampfturbinenleistung eine Erhöhung der Blockleistung regist- riert werden würde, woraufhin, bei einer konkreten Ausführung (Siemens), die Blockleistungsführung der ansteigenden Blockleistung entgegenwirken würde, wird die Blockleistung mittels einer Stoppschaltung solange angehalten, bis der Dampfturbinen-Leistungssollwert seinen ursprünglichen Wert wieder er- reicht hat. Eine derart geregelte Dampfturbine kann Regelleistung zum Ausgleichen von Netzfrequenzschwankungen zur Verfügung stellen, deren Periode durch das Verschwindesignal bestimmt wird. Die Größe der Frequenzabweichung, auf die reagiert werden kann, wird durch die in diesem Zeitraum von der Dampfturbine mittels der aus dem Speicher abrufbaren Zusatzleistung festgelegt. Je höher die abrufbare Zusatzleistung ist, desto größere Frequenzschwankungen können ausgeglichen werden.
Gegenüber diesem Stand der Technik ist es Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein verbessertes Verfahren sowie eine neue Vorrichtung zum Bereitstellen einer Regelleistung durch eine kombinierte Gas— und Dampfturbinenanlage zu Verfügung zu stellen. Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren nach Anspruch 1 bzw. eine Regelvorrichtung nach Anspruch 10 gelöst. Die abhängigen Ansprüche enthalten vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung.
In dem erfindungsgemäßen Verfahren zum Bereitstellen einer
Regelleistung durch eine kombinierte Gas— und Dampfturbinenanlage mit wenigstens einer Gasturbine und wenigstens einer Dampfturbine, wobei die von der Gas— und Dampfturbinenanlage erzeugte elektrische Leistung in ein Netz mit einer Netzfre- quenz eingespeist wird, die einer vorgegebenen Sollfrequenz zu entsprechen hat, wird die Dampfturbine an einer Frequenzregelung zum Aufrechterhalten der Sollfrequenz beteiligt. In der Gas— und Dampfturbinenanlage wird eine Regelreserve für die Erzeugung der Regelleistung mit der Dampfturbine vor- gehalten. Bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz wird eine positive oder negative Regelleistung in das Netz eingespeist, welche wenigstens teilweise durch ein Auf— oder Entladen der Regelreserve zur Verfügung gestellt wird.
Insbesondere erfolgt ein Aufladen der Regelreserve bei einer Überfrequenz und ein Entladen der Regelreserve bei einer Unterfrequenz . Im erfindungsgemäßen Verfahren geht mit dem Aufoder Entladen der Regelreserve eine koordinierte Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine und die Dampfturbine einher. Mit anderen Worten, die Regelleistung wird von der
Gasturbine und der Dampfturbine gemeinsam zur Verfügung gestellt.
Obwohl das Steuermodul gemäß EP 1 174 591 Al zu einer wesentlichen Verbesserung der dynamischen Eigenschaften der Gas- und Dampfturbinenanlage im Sekundenbereich führt, eignet es sich nur für die Bereitstellung einer positiven Regelleistung bei einzelnen größeren, relativ seltenen Frequenzeinbrüchen z.B. etwa Δf > -5OmHz. Für die Bereitstellung einer negativen Regelleistung, also bei Netzfrequenzerhöhung, kommt eine Steuerung des Dampfturbinen-Steilventils zur Anwendung, die für eine Verringerung des Durchlassquerschnittes des Ventils sorgt (sogenanntes fast valving) . Mit dem fast valving lassen sich jedoch auch nur einzelne relativ seltene Ereignisse bei einer Frequenzerhöhungen z.B. etwa Δf > +5OmHz ausgleichen.
Im Unterschied zur Regelung gemäß EP 1 174 591 Al ermöglicht das erfindungsgemäße Verfahren eine kontinuierliche Frequenz- regelung mit der Gas- und Dampfturbinenanlage im gesamten Bereich von zulässigen Frequenzabweichungen, beginnend bei etwa +10 mHz . Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die kontinuierliche Frequenzregelung mit Hilfe des Aufbaus einer Regelreserve, etwa in Form eines Wärmespeichers im Abhitzekes- sei durch eine Dampfturbinen-Androsselung, zusammen mit der koordinierten Verteilung der geforderten positiven und negativen Regelleistung auf die Gasturbine und die Dampfturbine. In der koordinierten Verteilung wird auch das Auf- und Entladen des von der Dampfturbine genutzten Wärmespeichers des Ab- hitzekessels, also der Regelreserve, berücksichtigt
Im Bereich kleiner Frequenzabweichungen z.B. von etwa Δf <+ 5OmHz mit kurzen Perioden z.B. von etwa 2 bis 10 Sekunden erfolgt die Frequenzregelung überwiegend mit der Dampfturbine, d.h. die Regelleistung wird überwiegend von der Dampfturbine zur Verfügung gestellt. Aufgrund ihrer dynamischen Eigenschaften ist die Dampfturbine für die Frequenzregelung in den genannten Bereichen prädestiniert. Der Grund hierfür ist, dass ein Auf— bzw. Entladen der Regelreserve innerhalb von Sekunden möglich ist. Bei größeren Frequenzabweichungen bzw. längeren Perioden erfolgt eine gemeinsame Frequenzregelung.
Mit anderen Worten, bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz z.B. von etwa Δf > +5OmHz und/oder bei Perioden z.B. über etwa 10 Sekunden wird die Regelleistung von der Gasturbine und der Dampfturbine gemeinsam zur Verfügung gestellt .
Das Aufbauen der Regelreserve kann durch Bilden eines entsprechenden Zusatzleistungswertes für die Gasturbine auf der Basis der Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz und eines vorgegebenen Blocksollwertes erfolgen. Solange hierbei die Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz Δf rund Null ist, dient der Zusatzleistungswert lediglich zum Erhalt der Regelreserve. Bei einer nennenswerten Abwei- chung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz wird mittels des Zusatzleistungswertes die Regelreserve nach einem Auf- bzw. Entladen wieder auf einen vorgegebenen Wert zurückgeführt.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann mit zwei verschiedenen Regelkonzepten realisiert werden.
Im ersten Konzept erfolgt eine Regelung der Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine und die Dampfturbine durch Bilden eines entsprechenden Gasturbinen—Leistungssollwertes sowie eines entsprechenden Dampfturbinen-Leistungssollwertes auf der Basis der Frequenzabweichung und des vorgegebenen Blocksollwertes. Mit anderen Worten, das erste Regelungskonzept basiert auf einem leistungsgeregelten Dampfturbinenbetrieb, in dem die Dampfturbine auf der Basis eines Leistungs- Sollwertes geregelt wird.
Insbesondere kann in diesem ersten Regelkonzept die Gas— und Dampfturbine mit einem vorgegebenen Blockleistungssollwert betrieben werden, wenn die Netzfrequenz der Sollfrequenz ent- spricht, wobei eine Aufteilung des Blockleistungssollwertes auf den Gasturbinen—Leistungssollwert und den Dampfturbinen- Leistungssollwert auf der Basis eines vorgegebenen Verhältnisses erfolgt. Das Verhältnis kann hierbei beispielsweise in Form einer Funktion vorgegeben sein. Es ist aber auch grund- sätzlich möglich, das Verhältnis in Form einer Nachschlageta- belle vorzugeben. Bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz erfolgt im ersten Regelungskonzept eine Änderung der Blockleistung um die notwendige Regelleistung. Dabei wird die Regelleistung zuerst durch Ändern des Dampftur- binen—Leistungssollwertes unter Auf- oder Entladen der Regelreserve zur Verfügung gestellt, wobei das vorgegebene Verhältnis der Aufteilung des Blockleistungssollwertes auf den Gasturbinen-Leistungssollwert und den Dampfturbinen- Leistungssollwert verlassen wird. In dieser Phase wird die Regelleistung also überwiegend von der Regelreserve zur Verfügung gestellt. Zeitverzögert zum Dampfturbinen- Leistungssollwert wird dann der Gasturbinen—Leistungssollwert geändert, wobei gleichzeitig das vorgegebene Verhältnis der Aufteilung des Blockleistungssollwertes auf den Gasturbinen- Leistungssollwert und den Dampfturbinen-Leistungssollwert wieder hergestellt wird. Das Verhältnis kann hierbei insbesondere auch von der Größe des Blockleistungssollwertes abhängen, d.h. es kann nach der Änderung des Blockleistungssollwertes anders sein als vor der Änderung, solange das neue Verhältnis der vorgegebenen Funktion bzw. Nachschlagetabelle entspricht. Parallel hierzu kann eine dynamische, d.h. vorübergehende Änderung des Frischdampfdruck—Sollwertes erfolgen, sodass nach Wiederherstellen der vorgegebenen Aufteilung die Regelreserve wieder geeignet gefüllt ist.
Im zweiten Regelungskonzept erfolgt eine Regelung der Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine und die Dampfturbine auf der Basis eines Gasturbinen—Leistungssollwertes und eines Öffnungs-Sollwertes für die Ventilöffnung wenigstens eines Stellventils der Dampfturbine. Mit anderen Worten, während die Gasturbine wie im ersten Regelungskonzept leistungsgeregelt ist, hat die Dampfturbine im zweiten Regelungskonzept eine Öffnungsregelung. Das Stellglied ist hierbei ein Dampfturbinen-Stellventil, und der entsprechende für die Leistung der Dampfturbine relevante Regelparameter ist der Öffnungssollwert für das Stellventil.
Das erfindungsgemäße Verfahren eignet sich also sowohl zur Verwendung bei leistungsgeregelten Dampfturbinen als auch zur Verwendung bei druckgeregelten Dampfturbinen. Im erfindungsgemäßen Verfahren kann der Aufbau der Regelreserve durch eine Drosselung wenigstens eines Dampfturbinen- Stellventils und das Auf- bzw. Entladen der Regelreserve durch Einstellen einer geeigneten Drosselung erfolgen.
Eine erfindungsgemäße Regelvorrichturig für eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage mit wenigstens einer Gasturbine und wenigstens einer Dampfturbine, wobei die von der Gas— und Dampfturbinenanlage erzeugte elektrische Leistung in ein Netz eingespeist wird, das mit einer Netzfrequenz betrieben wird, welche einer vorgegebenen Sollfrequenz weitgehend zu entsprechen hat, umfasst mindestens einen Frequenzsignaleingang und einen Blockleistungssollwerteingang. Weiterhin umfasst sie ein Dampfturbinenmodul zum Ermitteln eines Dampfturbinen—
Leistungssollwertes, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang und dem Frequenzsignaleingang verbunden ist und dazu ausgestaltet ist, bei einem Abweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz den Dampfturbinen-Leistungssollwert unter Berücksichtung einer auf dem Frequenzabweichungssignal basierenden Dampfturbinen-Regelleistung zu ermitteln. Daneben umfasst die Regelvorrichtung ein Gasturbinenmodul zum Ermitteln eines Gasturbinen-Leistungssollwertes, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang und dem Frequenzsignaleingang ver- bunden ist und dazu ausgestaltet ist, bei einem Anweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz den Gasturbinen- Leistungssollwert unter Berücksichtung einer auf dem Frequenzabweichungssignal basierenden Gasturbinen—Regelleistung zu ermitteln. Außerdem umfasst die erfindungsgemäße Regelvor- richtung ein Frischdampf-Modul, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang und dem Frequenzsignaleingang verbunden ist und dazu ausgestaltet ist, auf der Basis des Frequenzabweichungssignals und des Blockleistungssollwertes einen Frischdampfdruck—Sollwert auszugeben. Das Frischdampf-Modul ist zudem dazu ausgestaltet, einen Zusatzleistungswert an das Gasturbinenmodul auszugeben, welcher eine für das Vorhalten der Regelreserve für den Fall einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz benötigte Zusatzleistung der Gasturbine repräsentiert. Zusätzlich ist das Gasturbinenmodul dazu ausgestaltet, auf der Basis des Zusatzleistungswertes den Gasturbinen—Leistungssollwert so zu ändern, dass in der
Gas- und Dampfturbinenanlage die Regelreserve vorgehalten wird. Außerdem ist das Frischdampf—Modul weiterhin dazu ausgestaltet, bei einem Abweichen der Netzfrequenz von der SoIl- frequenz den Frischdampfdruck—Sollwert auf der Basis der Frequenzabweichungssignals so zu ändern, dass ein Auf- oder Entladen der Regelreserve herbeigeführt wird. Schließlich um- fasst die erfindungsgemäße Regelvorrichtung ein Aufteilungsmodul, welches mit dem Frequenzsignaleingang sowie dem Block- leistungssollwerteingang in Verbindung steht und dazu ausgestaltet ist, den Gasturbinen—Leistungssollwert und den Dampfturbinen-Leistungssollwert bei einem Auf- oder Entladen der Regelreserve auf der Basis des Frequenzabweichungssignals, des Blockleistungssollwertes und des Zusatzleistungswertes so einzustellen, dass eine Aufteilung der Regelleistung auf die Gasturbine und die Dampfturbine erfolgt.
Die erfindungsgemäße Vorrichtung ermöglicht insbesondere das Durchführen des erfindungsgemäßen Verfahrens gemäß dem ersten Regelkonzept. Mit anderen Worten, die erfindungsgemäße Vorrichtung ist für eine Leistungsregelung der Dampfturbine ausgestaltet .
Die Regelvorrichtung kann ein Umrechnungsmodul enthalten, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang zum Empfang des Blockleistungssollwertes, mit dem Frequenzsignaleingang zum Empfang des Frequenzabweichungssignals und mit dem Frischdampf—Modul zur Ausgabe eines Drucksollwertes verbunden ist. Das Umrechnungsmodul ist dazu ausgestaltet, den Blockleis- tungssollwert unter Berücksichtigung des Frequenzabweichungssignals in einen Drucksollwert umzurechnen. Diese Modul kann insbesondere auch als Untermodul in das Frischdampf—Modul integriert sein. Es dient dazu, den Drucksollwert auf der Basis des Blocksollwertes zu berechnen und an eine Frequenzabwei- chung anzupassen. Auf der Basis des angepassten Drucksollwertes kann das Frischdampf—Modul dann den Zusatzleistungswert sowie den Frischdampfdruck-Sollwert an die Frequenzabweichung angepasst ermitteln. In der erfindungsgemäßen Regelvorrichtung können insbesondere das Gasturbinen-Modul, das Dampfturbinen-Modul und das Aufteilungsmodul in einem Sollwertbildungsmodul zusammengefasst sein.
Die erfindungsgemäße Regelungsvorrichtung kann zur Druckregelung der Dampfturbine angepasst werden, indem das Umrechnungsmodul zur Ausgabe eines Umrechungsfaktors zum Umrechnen eines Dampfdruckes in eine Leistung auf der Basis einer Druck—Kennlinie ausgebildet ist, und ein Öffnungsregelungsmo- dul integriert ist. Das Öffnungsregelungsmodul steht mit dem Dampfturbinen-Modul zum Empfang des Dampfturbinen-Sollwertes, mit dem Frischdampf—Modul zum Empfang des Frischdampfdruck— Sollwertes und mit dem Umrechnungsmodul zum Empfang des Um- rechnungsfaktors in Verbindung. Es ist zum Ermitteln und Ausgeben eines Öffnungs-Sollwertes für die Öffnung des wenigstens einen Dampfturbinen-Stellventils auf der Basis der empfangenen Werte ausgebildet. Mit Hilfe dieser Ausgestaltung der Regelvorrichtung ist eine Realisierung des erfindungsge- mäßen Verfahrens im Rahmen einer Druckregelung möglich.
In einer relativ einfach zu realisierenden Ausgestaltung kann das Öffnungsmodul insbesondere zum Ermitteln und Ausgeben eines linearen Öffnungs-Sollwertes ausgebildet sein.
Weitere Merkmale, Eigenschaften und Vorteile der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung der nachfolgenden Ausführungsbeispiele unter Bezugnahme auf die beiliegenden Figuren.
Fig. 1 zeigt ein schematisches Blockdiagramm einer Gas- und Dampfturbinenanlage .
Fig. 2 zeigt ein schematisches Blockschaltbild, das eine Re- gelvorrichtung gemäß dem ersten Regelkonzept darstellt.
Fig. 3 zeigt ein schematisches Blockschaltbild, das ein Öff- nungsregelungsmodul gemäß dem zweiten Regelkonzept darstellt. In dem schematischen Blockdiagramm der Fig. 1 ist eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage 100 gezeigt. Sie umfasst einen Gasturbinenteil 102 mit zwei Gasturbinenanlagen 125, 126 und einen Dampfturbinenteil 103 mit zwei Abhitzedampfkes- sein 104, 105, die im vorliegenden Ausführungsbeispiel als so genannte Dreidruckdampfkessel ausgebildet sind, und einen Dampfturbosatz 101. Weiterhin ist eine Blockführung 110 vorhanden, welche die koordinierte Steuerung und Regelung der gesamten Gas- und Dampfturbinenanlage 100 übernimmt.
Jede Gasturbinenanlage 125 umfasst einen Verdichter 129 zum Ansaugen und Verdichten von Umgebungsluft, einen dem Verdichter 129 strömungstechnisch nachgeschalteten Brennkammerabschnitt 150 mit wenigstens einer Brennkammer, in der ein Ge- misch aus zugeführtem Brennstoff und verdichteter Luft gezündet und verbrannt wird, sowie ein dem Brennkammerabschnitt 150 strömungstechnisch nachgeschalteter Turbinenteil 130. Die bei der Verbrennung im Brennkammerabschnitt 150 entstehenden Verbrennungsabgase werden dem Turbinenabschnitt 130 zuge- führt, wo sie unter Entspannung und Abkühlung Arbeit leisten, welche an einen mit der Gasturbine gekoppelten Generator 128 zum Erzeugen von elektrischer Leistung übertragen wird.
Die aus den Gasturbinenanlagen 125, 126 austretenden, noch immer heißen Abgase werden über Abgaskanäle 127 an die Abhitzekessel 104, 105 der Dampfturbinenanlage 103 angeführt. In jeder Druckstufe der Abhitzekessel (jeder Dreidruckabhitzekessel 104, 105 ist mit drei Druckstufen, einer Hochdruckstufe, einer Mitteldruckstufe und einer Niederdruckstufe, aus- gestattet) wird über die zugeführte Abwärme Dampf erzeugt, welcher in den nachgeschalteten Teilturbinen 111, 112, 113 des Dampfturbosatzes 101 unter Entspannung und Abkühlung die Arbeit leisten. Mit der Arbeit wird ein Generator 114 zum Erzeugen elektrischer Leistung angetrieben.
Zur Regelung der Gasturbinenanlagen 125, 126 ist eine Gasturbinenregelungsvorrichtung 31 vorhanden, die ihre Leistungs- Sollwerte 34 von der Blockführung 110 erhält. Entsprechend umfasst die Dampfturbinenanlage eine Dampfturbinenregelungs- Vorrichtung 115, die im vorliegenden Ausführungsbeispiel zur Ausführung eines druckbasierten Regelungskonzeptes ausgestaltet ist. Hierzu ist die Dampfturbinenregelungsvorrichtung 115 zum Ausgeben von Stellsignalen über Signalleitungen 143, 144 mit einem Dampfturbinensteilventil 106 der Hochdruck- Teilturbine bzw. einem Dampfturbinen—Stellventil 107 der Mitteldruck-Teilturbine 112 verbunden. Die Niederdruck- Teilturbine 113, welcher zusätzlich zu dem Abdampf aus der Mitteldruckturbinenstufe noch Dampf aus der Niederdruckstufe des Abhitzedampferzeugers zugeführt wird, kann über eine Nie- derdruckstellklappe 108 geregelt werden.
Die Dampfturbinenregelungsvorrichtung 115 empfängt von der Blockführung 110 einen Öffnungs-Sollwert 116 zum Regeln der Hochdruck-Teilturbine 111 und einen Öffnungs-Sollwert 117 zum Regeln der Mitteldruck-Teilturbine 112. Von der Dampfturbi- nenanlage 103 empfängt die Blockführung 110 über entsprechende Signalleitungen 118, 119 den jeweiligen Ist—Druck (Vordruck) vor dem Dampfturbinen—Stellventil 106 der Hochdruck— Teilturbine 111 bzw. dem Dampfturbinen—Stellventil 107 der Mitteldruck—Teilturbine 112, Darüber hinaus empfängt die Blockführung 110 über eine Signalleitung 151 die tatsächliche Frequenz des Netzes, in das der Strom von den Generatoren 114, 128 eingespeist wird.
Die in der kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage nach Fig. 1 zur Anwendung kommende Regelung wird nachfolgend mit Bezug auf die Fig. 2 und 3 erläutert. In diesem Zusammenhang ist anzumerken, dass die in Fig. 2 dargestellte Schaltung alleine bereits zum Durchführen einer Regelung der kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage ausreicht, sofern der Dampftur- binenteil leistungsgeregelt ist. Wenn, wie im in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel, eine Druckregelung des Dampfturbinenteils vorliegt, so umfasst die Regelungsvorrichtung zusätzlich zu den in Fig. 2 dargestellten Modulen wenigstens ein Modul, wie es in Fig. 3 dargestellt ist.
Fig. 2 zeigt eine Regelungsvorrichtung zum Durchführen einer Leistungsregelung sowohl der Gasturbinenanlagen 125, 126 als auch der Dampfturbinenanlage 103. Sie umfasst ein Leistungs- Sollwert-Bildungsmodul 200 zum Bilden der Leistungs-Sollwerte sowohl für die Gasturbine bzw. Gasturbinen als auch für die Dampfturbine, ein Sollwert-Bildungs-Modul 202 für den Druck der Hochdruckstufe und ein Umrechnungsmodul 204 zum Umrechnen des Dampfdruckes in eine Leistung auf der Basis einer Gleitdruck—Kennlinie .
Eingangsgrößen des Leistungs-Sollwert-Bildungsmoduls 200 sind die bewertete Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz und der Blocksollwert. Die bewertete Frequenzabweichung wird über einen Frequenzsignaleingang 206 eingegeben, der Blockleistungssollwert über einen Blockleistungssignaleingang 208 bzw. einen einstellbaren Blockleistungssollwertgeber 208. Das Leistungs-Sollwert-Modul 200 umfasst eine Sollwertführungseinheit 210 und ein Kennlinienmodul 212, in dem die Charakteristik der Aufteilung des Blocksollwertes in einen Dampfturbinen-Leistungssollwert und einen Gasturbinen—
Leistungssollwert als Funktion hinterlegt ist. Die Funktion beschreibt insbesondere den Gasturbinenanteil des Blockleistungssollwertes. Weiterhin umfasst das Leistungs-Sollwert- Bildungsmodul 200 zwei Verzögerungsglieder höherer Ordnung 214, welche dazu dienen, die zeitliche Verzögerung der von der Gasturbine zur Verfügung gestellten elektrischen Leistung bei einer Änderung des Blockleistungssollwertes zu modellieren. Ausgangssignale des Leistungssollwert-Bildungsmoduls 200 sind einerseits der Gasturbinen—Leistungssollwert 216 und an- dererseits der Dampfturbinen-Leistungssollwert 218.
Das Leistungssollwert-Bildungsmodul 200 vereinigt in sich ein Dampfturbinenmodul zum Ermitteln des Dampfturbinen- Leistungssollwertes sowie ein Gasturbinenmodul zum Ermitteln des Gasturbinen-Leistungssollwertes. Hauptbestandteile sowohl des Gasturbinenmoduls als auch des Dampfturbinenmoduls sind die Sollwertführungseinheit 210 und das Funktionsmodul 212. Weiterhin umfassen sowohl das Dampfturbinenmodul als auch das Gasturbinenmodul eine Divisionseinheit 220, in der der Gas- turbinenanteil des Blockleistungssollwertes durch den Blockleistungssollwert dividiert wird und einen Multiplikator, in dem das Ergebnis mit der aus der Frequenzabweichung resultierenden Leistungsänderung multipliziert wird. Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass das Dampfturbinenmodul und das Gasturbinenmodul auch als selbständige Module ausgebildet sein können. In diesem Fall wären die vorgenannten Module und
Einheiten in jedem der beiden Modul einmal vorhanden. Das Dampfturbinenmodul umfasst zusätzlich zu dem Gasturbinenmodul noch die beiden Verzögerungsglieder höherer Ordnung 214.
Das Umrechnungsmodul 204 umfasst ein Funktionsmodul 224, in dem die natürliche Gleitdruck-Kennlinie hinterlegt ist und eine Divisionseinheit 226, in welcher das Eingangssignal der Funktionseinheit 224 durch das Ausgangssignal der Funktionseinheit 224 dividiert wird, um einen Umrechnungsfaktor zum Umrechnen von Druck in Leistung zu erhalten. Der Umrechnungsfaktor stellt ein Ausgangssignal der Divisionseinheit 226 dar.
Das Sollwert-Bildungs-Modul 202 für den Frischdampfdruck vor der Hochdruck-Teilturbine 111 ist dazu ausgelegt, auf der Basis des Ausgangssignals des Funktionsmoduls 224 im Umrechnungsmodul 204 und der Frequenzabweichung einen Sollwert für den Dampfdruck vor der Hochdruck-Teilturbine 111 zu ermitteln. Der Sollwert für den Frischdampfdruck vor der Hochdruck-Teilturbine stellt das Ausgangssignal des Sollwertbil- dungs-Modul 202 für den Frischdampfdruck dar.
Mit der in Fig. 1 dargestellten Regelvorrichtung lässt sich ein Regelkonzept realisieren, das auf einem leistungsgeregelten Dampfturbinen-Betrieb basiert. Dazu sind die Dampfturbinen-Stellventile anzudrosseln, um einen Speicher in Form einer Drosselreserve aufzubauen. Bei Abweichung der Netzfre- quenz von der Sollfrequenz wird zeitlich zuerst die Drosselreserve aktiviert, wobei sich der Speicher Auf- oder Entlädt. Mit dem Zeitverhalten der Dampferzeugung ist nach Beendigung der Maßnahme der DampfSpeicher wieder auf ursprünglichen Zustand gebracht. Danach befinden sich die Turbinenstellventile auch wieder in ihrer lastabhängigen Drosselstellung.
Nachfolgend wird die Bildung der Leistungssollwerte für die Gasturbine und die Dampfturbine beschrieben: Die fahrplanmäßigen, vom Lastverteiler vorgegebene Sollwertänderungen erfolgen mit einem einstellbaren Gradienten 1. Im Gas- und Dampfturbinenbetrieb teilt sich der Leistungssollwert (Blockleistungssollwert) in einen Gasturbinenanteil und einen Dampfturbinenanteil auf. Da die Dampfturbine im Folgebetrieb arbeitet, ändert sich auch ihre Leistung mit der Dampferzeugung, die vom lastabhängigen Wärmeleistungsangebot aus dem Gasturbinenabgas abhängt. Diese Charakteristik ist in einer Kennlinie 2 hinterlegt. Die Aufteilung des Blockleis- tungssollwertes auf die Leistungsregelung der Gasturbine und der Dampfturbine erfolgt mit Hilfe dieser Funktion. Der Sollwert für die Dampfturbine ist um das Zeitverhalten der Dampferzeugung ab der Verstellung der Gasturbinenleistung verzögert, um die Leistungsänderung der Dampfturbine so zu koordi- nieren, dass sie erst dann erfolgt, wenn sich die Dampferzeugung ändert. Dadurch wird der DampfSpeicher nicht beansprucht und steht auf diese Weise auch während einer Leistungsänderung der Primärregelung zur Verfügung.
Nachfolgend wird die Sollwertbildung für den Frischdampfdruck beschrieben:
Der Sollwert für den Frischdampfdruck wird vom Blockleistungssollwert 4 abgeleitet. Der zur Dampfturbozusatzleistung proportionale Gleitdrucksollwert ist auf einen unteren 5 und einen oberen 6 Festdruckwert begrenzt. Der Gleitdrucksollwert 7 ist so einzustellen, dass im Dampfturbinenbetrieb die Stellventile voll geöffnet sind. Um die zur Bereitstellung der Primärregelung notwendige Leistungsreserve zu erhalten, sind die Turbinenventile in Drosselstellung zu bringen, um einen Speicher aufzubauen. Dies wird durch Übergang in den modifizierten Gleitdruckbetrieb, d.h. durch Anheben der Gleitdruck-Kennlinie erreicht. Der dazu erforderliche Druckunterschied (Δp) 8 ist von der vorgegebenen Primärregelre- serve und dem Zeitverhalten der Dampferzeugung abhängig. Bei Blockleistungsänderungen wird im Gleitdruckbereich eine Zusatzleistung 9 berechnet, um die notwendige Dampfdruckänderung zu erhalten. Dazu muss der Leistungssollwert für die Gasturbine übersteuert bzw. untersteuert werden, um über den Weg der Gasturbinenabhitze die Dampferzeugung zu beeinflus- sen. Der aus dem Blockleistungssollwert generierte und nach oben und unten begrenzte Gleitdrucksollwert wird noch dynamisch angepasst, um dem Zeitverhalten der Dampferzeugung 10 und dem Speicherzeitverhalten 11 zu entsprechen. Der an- schließende Vergleich dieses dynamischen Drucksollwertes mit dem gemessenen Frischdampfdruck ergibt eine Regeldifferenz, die mit einer Verstärkung 12 versehen dem Leistungssollwert überlagert wird. Dadurch stellt sich der übliche Turbinenfol- gebetrieb mit angedrosselten Ventilen ein. Die Betriebsart des Turbinenreglers verbleibt im Leistungsregelbetrieb.
Nachfolgend wird die Primärregelung beschrieben:
Durch die Primärregelung wird die Blockleistung im Sekunden- bereich geändert. Die Änderung der Leistungsabgabe aufgrund der bewerteten Frequenzabweichung 13 erfolgt bei den beteiligten Anlagen selbständig. Die Bewertung erfolgt mit dem anlagenspezifischen Proportionalgrad (Statik bzw. K x Δf) und ist dem Blockleistungssollwert unverzögert aufgeschaltet . Die Reaktionszeit der Gasturbine auf eine sprunghafte Laständerung dauert länger als bei der Dampfturbine, die im Rahmen der Stellgeschwindigkeit der Turbinenstellventile schneller folgen kann und den Zeitverzug der Gasturbine überbrückt. Dazu wird der Speicher des Abhitzekessels entladen bzw. gela- den. Bei beispielsweise einer Frequenzabsenkung wird die bewertete Abweichung (K x Δf) komplett und unverzögert auf den Leistungssollwert der Dampfturbine aufgeschaltet 14. Bei Frequenzabsenkung reagiert sie sofort darauf mit einer entsprechenden Öffnung der Turbinenstellventile und der folgenden Erhöhung der Generatorleistung, was zum Ausspeichern von
Dampf aus dem Abhitzekessel führt. Mit dem Zeitverhalten der elektrischen Leistung der Gasturbine 15 wird anschließend das K x Δf-Signal zum Dampfturbinen-Sollwert auf den Teil entsprechend der Leistungsaufteilung Gasturbine zu Dampfturbine reduziert.
Parallel dazu muss dem modifizierten Gleitdrucksollwert eine dynamische Druckbeule überlagert werden 16, die der Dampf- druckänderung bei Inanspruchnahme des Speichers durch die Dampfturbine entspricht. Zusätzlich zur Leistungsänderung durch das K x Δf ist noch eine Zusatzleistung 17 zum Laden des Speichers zu berechnen und dem Leistungssollwert für die Gasturbine aufzuschalten. Dadurch wird die Abhitzekessel- Dampferzeugung an die neue Blockleistung angepasst, sowie der Speicher geladen und die Stellventile wieder in Drosselstellung gebracht. Stationär ändert sich auch der Gleitdrucksollwert um den Betrag des K x Δf 18. Mit Erhöhung der Dampferzeugung wird auch das Eingangssignal zur Bildung der Druckbeule und der Zusatzleistung mit dem Zeitverhalten der Damp- ferzeugung anteilmäßig reduziert 19, um auch diesen Anteil richtig zu berechnen.
Die verwendeten Module zur Bildung der Leistungssollwerte, des dynamischen Drucksollwertes und der Zusatzleistung, die im vorliegenden Ausführungsbeispiel als Schaltungen ausgeführt sind, sind rückwirkungsfrei und enthalten nur eigenstabile Strukturen. Statt als Schaltungen können die Module auch als Softwaremodule ausgeführt sein.
Die mit Bezug auf Fig. 2 beschriebene Regelung ist zum Regeln des Frischdampfdruckes im Hochdruck—Turbinenteil 111 ausgebildet. Mit Hilfe eines weiteren Sollwert-Bildungs-Moduls wie das Modul 202, welches einer weiteren Teilturbine, beispielsweise der Mitteldruck—Teilturbine 112, zugeordnet ist, kann auch ein Sollwert für den Vordruck der Mitteldruck—
Teilturbine 112 ermittelt und ausgegeben werden. Grundsätzlich kann für jede Teilturbine ein eigener Vordruck-Sollwert bestimmt werden.
Die mit Bezug auf Fig. 2 beschriebene Regelungsvorrichtung bzw. Regelung basiert auf einem leistungsgeregelten Dampftur- binenbetrieb . Das zu Grunde liegende Regelungsverfahren lässt sich jedoch auch bei einem auf der Regelung der Öffnung der Dampfturbinen—Stellventile basierenden Regelungskonzept ver- wirklichen. Das Regelungskonzept setzt sich dann aus den in Fig. 2 und in Fig. 3 dargestellten Modulen, die in beiden Ausführungsformen als Schaltungen ausgebildet sind, zusammen. Statt als Schaltungen können die beiden Module jedoch auch als Softwaremodule ausgebildet sein. Im zweiten Regelungskon- zept entsprechen der Aufbau des Speichers in Form einer Dros- selreserve, seine Nutzung, die Bildung der Gasturbinen—
Leistungssollwerte und Dampfturbinen—Leistungssollwerte sowie des Drucksollwertes dem ersten Regelungskonzept, das mit Bezug auf Fig. 2 beschrieben worden ist. Die Betriebsart des Turbinenreglers (d.h. des Dampfturbinenreglers 115 in Fig. 1) ist jedoch die Regelung der Ventilöffnung der Stellventile.
Die Bildung des Dampfturbinen-Öffnungssollwertes erfolgt auf der Basis des Dampfturbinen—Leistungssollwertes, des Umrech- nungsfaktors aus dem Umrechnungsmodul 204 und des Sollwertes des Frischdampfdruckes, der aus dem Frischdampfmodul 202 zu erhalten ist, und ist in Fig. 3 dargestellt. Das in Fig. 3 gezeigte Öffnungsregelungsmodul 300 umfasst eine Multiplikationseinheit 302, welche den Frischdampfdruck—Sollwert vom Frischdampf-Modul 202 aus Fig. 2 und den Umrechnungsfaktor vom Umrechnungsmodul 204 aus Fig. 2 erhält. Weiterhin umfasst das Öffnungsreglungsmodul 300 eine Divisionseinheit 304, welcher der Dampfturbinen—Leistungssollwert vom Leistungssollwertmodul 200 als Zähler und das Ergebnis der Multiplikation in der Multiplikationseinheit 302 als Nenner zugeführt wird. Das Ergebnis der Division in der Divisionseinheit 304 wird einer weiteren Multiplikationseinheit 306 zugeführt, mit deren Hilfe das Ergebnis der Division in einer Prozentzahl umgerechnet wird. Eine der zweiten Multiplikationseinheit 306 nachgeschaltete Begrenzungseinheit 308 stellt sicher, dass das Ergebnis der Multiplikation in der Multiplikationseinheit 306 den Wert 100% nicht übersteigt und den Wert 0% nicht unterschreitet. Das so eingegrenzte Multiplikationsergebnis wird an ein Kennlinienmodul 310 ausgegeben, welches das ein- gegrenzte Multiplikationsergebnis auf der Basis der Kennlinie in einen Öffnungssollwert für die Dampfturbinen-Stellventile umwandelt, welcher die Ausgangsgröße des Öffnungssollwertmoduls 300 darstellt.
Im Öffnungssollwertmodul 300 erfolgt die Bildung des Dampfturbinen-Öffnungssollwertes also mit Hilfe der Division des Dampfturbinen-Leistungssollwertes in Megawatt durch den in elektrische Leistung umgerechneten Sollwert für den Frischdampfdruck. Das so entstandene Verhältnis wird mit dem Faktor 100% multipliziert und dient auf diese Weise, begrenzt auf die Spanne 0% bis 100%, als linearer Öffnungssollwert für die Dampfturbinen-Stellventile. Die Kennlinie für die Stellventil-Charakteristik ist im Turbinenregler hinterlegt. Eventuelle Abweichungen davon kennen nachträglich über einen Funktionsgeber angepasst werden.
Der Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Regeln einer kombinierten Gas— und Dampfturbinenanlage kann am Beispiel einer 800 Megawatt-Gas- und Dampfturbinenanlage dargestellt werden. In Tabelle 1 ist die Aufteilung der Regelleistungsvorhaltung auf die einzelnen Turbinensätze zusammen mit der erreichbaren Grundlast für die Anlage ohne und mit dem erfindungsgemäßen Regelungsverfahren ersichtlich.
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Bei der Annahme der jährlichen Betriebsstunden von 5000 Stunden pro Jahr und dem erzielbaren Verkaufspreis zwischen 20 Euro und 30 Euro pro Megawattstunde (am so genannten Strom Spot Market) beträgt die jährliche Umsatzerhöhung zwischen 1,1 Millionen Euro und 1,6 Millionen Euro. Die höhere Grund- lastfahrweise bewirkt eine Wirkungsgradverbesserung der Anlage um etwa 0,05% Punkte.
Weitere Vorteile der Anwendung der neuen Regeleinrichtung 10 bzw. des Verfahrens zum Regeln einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage liegen in:
- Verbesserung der Anlagenflexibilität - Erfüllung der Anforderungen des transmission codes 2003 bezüglich der Leistungsänderungsgeschwindigkeit in den ersten Sekunden
- Schonende Fahrweise der Hauptkomponenten (insbesondere der Gasturbine) durch verbesserte Prozessführung
- Verbesserung der Wettbewerbsposition
- Technologievorsprung
- Kostensenkung
- Spezifizierte Anlageneigenschaften können als Option ange- boten werden, d.h. es sind keine zusätzlichen hardware Änderungen und Anpassungen notwendig
- Im Netzbetrieb kann ein breiteres Angebot der Systemleistung ''Frequenzhaltung'' zur Verfügung gestellt werden.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Bereitstellen einer Regelleistung durch eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage (100) mit wenigstens einer Gasturbine (130) und wenigstens einer Dampfturbine
(111), wobei die von der Gas— und Dampfturbinenanlage erzeugte elektrische Leistung in ein Netz eingespeist wird, das mit einer Netzfrequenz betrieben wird, die einer vorgegebenen Sollfrequenz weitgehend zu entsprechen hat, in dem: — die Dampfturbine (111) an einer Frequenzregelung zum Ausgleich von Frequenzschwankungen beteiligt ist;
— eine Regelreserve für die Erzeugung der Regelleistung mit der Dampfturbine (111) vorgehalten wird und
— bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz eine positive oder negative Regelleistung in das Netz eingespeist wird, welche wenigstens teilweise durch ein Auf— oder Entladen der Regelreserve zur Verfügung gestellt wird, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass
— mit dem Auf— oder Entladen der Regelreserve eine koordi- nierte Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine
(130) und die Dampfturbine (111) einhergeht.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelleistung bei kleineren Abweichungen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz mit kurzen Perioden überwiegend über die Dampfturbine (111) zur Verfügung gestellt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass bei einer größeren Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz und/oder bei längeren Perioden die Regelleistung von der Gasturbine (130) und der Dampfturbine (111) gemeinsam zur Verfügung gestellt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch ge- kennzeichnet, dass das Aufbauen der Regelreserve durch Bilden eines entsprechenden Zusatzleistungswertes für die Gasturbine (130) auf der Basis der Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz und eines vorgegebenen Blocksollwertes erfolgt.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass eine Regelung der Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine (130) und die Dampfturbine (111) durch Bilden eines entsprechenden Gasturbinen-Leistungssollwertes und eines ent- sprechenden Dampfturbinen-Leistungssollwertes auf der Basis der Frequenzabweichung und des vorgegebenen Blocksollwertes erfolgt .
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass — die Gas- und Dampfturbinenanlage (100) mit einem vorgegebenen Blockleistungssollwert betrieben wird, wenn die Netzfrequenz der Sollfrequenz entspricht, wobei eine Aufteilung des Blockleistungssollwerts auf den Gasturbinen-Leistungssollwert und den Dampfturbinen-Leistungssollwert auf der Basis eines vorgegebenes Verhältnisses erfolgt,
— bei einer Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz eine Änderung der Blockleistung um die notwendige Regelleistung erfolgt,
— die Regelleistung zuerst durch Ändern des Dampfturbinen— Leistungssollwertes unter Auf— oder Entladen der Regelreserve zur Verfügung gestellt wird, wobei das vorgegebene Verhältnis der Aufteilung des Blockleistungssollwerts auf den Gasturbinen-Leistungssollwert und den Dampfturbinen-Leistungssollwert verlassen wird, und - der Gasturbinen-Leistungssollwert zeitverzögert zum Dampfturbinen—Leistungssollwert geändert wird, wobei gleichzeitig das vorgegebene Verhältnis der Aufteilung des Blockleistungssollwertes auf den Gasturbinen—Leistungssollwert und den Dampfturbinen—Leistungssollwert wieder hergestellt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass parallel eine dynamische Änderung des Frischdampfdruck- Sollwertes erfolgt.
8. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass eine Regelung der Verteilung der Regelleistung auf die Gasturbine (130) und die Dampfturbine (111) auf der Basis eines Gasturbinen—Leistungssollwertes und eines Öffnungs-Sollwertes für die Ventilöffnung wenigstens eines Steilventils (106) der Dampfturbine (111) erfolgt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass ein Aufbau der Regelreserve durch eine Drosselung wenigstens eines Dampfturbinen—Stellventils (106) erfolgt und das Auf- bzw. Entladen der Regelreserve durch ein geeignetes Einstellen der Drosselung erfolgt.
10. Regelvorrichtung für eine kombinierte Gas- und Dampftur- binenanlage (100) mit wenigstens einer Gasturbine (130) und wenigstens einer Dampfturbine (111) , wobei die von der Gas- und Dampfturbinenanlage (100) erzeugte elektrische Leistung in ein Netz eingespeist wird, das mit einer Netzfrequenz betrieben wird, die einer vorgegebenen Sollfrequenz weitgehend zu entsprechen hat, mit
— einem Frequenzsignaleingang (206) zum Empfang eines eine Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz repräsentierenden Frequenzabweichungssignals ;
— einem Blockleistungssollwerteingang (208) zum Empfang eines Blockleistungssollwertes für die Gas— und Dampfturbinenanlage
(100); — einem Dampfturbinenmodul zum Ermitteln eines Dampfturbinen- Leistungssollwertes, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang und dem Frequenzsignaleingang verbunden ist und dazu ausgestaltet ist, bei einem Abweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz den Dampfturbinen—Leistungssollwert unter Berücksichtigung einer auf dem Frequenzabweichungssignal basierende Dampfturbinen-Regelleistung zu ermitteln;
— einem Gasturbinenmodul zum Ermitteln eines Gasturbinen- Leistungssollwertes, welches mit dem Blockleistungssollwerteingang (208) und dem Frequenzsignaleingang (206) verbunden ist und dazu ausgestaltet ist, bei einem Abweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz den Gasturbinen- Leistungssollwert unter Berücksichtigung einer auf dem Frequenzabweichungssignal basierende Gasturbinen—Regelleistung zu ermitteln; — einem Frischdampf—Modul (202), welches mit dem Blockleistungssollwerteingang (208) und dem Frequenzsignaleingang (206) verbunden ist und dazu ausgestaltet ist, auf der Basis des Frequenzabweichungssignals und des Blockleistungssollwertes einen Frischdampfdruck-Sollwert auszugeben; — wobei das Frischdampf-Modul (202) dazu ausgestaltet ist, einen Frischdampfdruck-Sollwert an das Gasturbinenmodul auszugeben, welcher eine für das Vorhalten einer Regelreserve für den Fall einer Abweichung der Netzfrequenz von der SoIl- frequenz benötigte Zusatzleistung der Gasturbine repräsentiert,
— wobei das Gasturbinenmodul dazu ausgestaltet ist, auf der Basis des Zusatzleistungswertes den Gasturbinen- Leistungssollwert so zu ändern, dass in der Gas- und Dampf- turbinenanlage (100) die Regelreserve vorgehalten wird; und
— wobei das Frischdampf—Modul (202) weiterhin dazu ausgestaltet ist, bei einem Abweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz den Frischdampfdruck—Sollwert auf der Basis des Frequenzabweichungssignals so zu ändern, dass ein Auf— oder Ent- laden der Regelreserve herbeigeführt wird; g e k e n n z e i c h n e t durch,
— ein Aufteilungsmodul, welches mit dem Frequenzsignaleingang (206) sowie dem Blockleistungssollwerteingang (208) in Verbindung steht und dazu ausgestaltet ist, den Gasturbinen- Leistungssollwert und den Dampfturbinen—Leistungssollwert bei einem Auf— oder Entladen der Regelreserve auf der Basis des Frequenzabweichungssignals, des Blockleistungssollwertes und des Zusatzleistungswertes so einzustellen, dass eine Aufteilung der Regelleistung auf die Gasturbine (130) und die Dampfturbine (111) erfolgt.
11. Regelvorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass Gasturbinenmodul, das Dampfturbinenmodul und das Aufteilungsmodul in einem Sollwertbildungsmodul (200) zusam- mengefasst sind.
12. Regelvorrichtung nach Anspruch 10 oder 11, gekennzeichnet durch ein mit dem Blockleistungssollwerteingang (208) zum Empfang des Blockleistungssollwertes, mit dem Frequenzsignal- eingang (206) zum Empfang des Frequenzabweichungssignals und mit dem Frischdampf-Modul (202) zur Ausgabe eines Drucksollwertes verbundenes Umrechnungsmodul (204), das dazu ausgestaltet ist, den Blockleistungssollwert unter Berücksichtigung des Frequenzabweichungssignals in den Drucksollwert umzurech- nen.
13. Regelvorrichtung nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet,
— dass das Umrechnungsmodul (204) zur Ausgabe eines Umrech- nungsfaktors zum Umrechnen eines Dampfdruckes in eine Leistung auf der Basis einer Gleitdruck—Kennlinie ausgebildet ist und
— dass ein Öffnungsregelungsmodul (300) integriert ist, welches mit dem Dampfturbinenmodul zum Empfang des Dampfturbi- nen-Sollwertes, mit dem Frischdampf—Modul (202) zum Empfang des Frischdampfdruck—Sollwert und mit dem Umrechnungsmodul (204) zum Empfang des Umrechnungsfaktors verbunden ist und zum Ermitteln und Ausgeben eines Öffnungs-Sollwertes für die Öffnung des wenigstens einen Dampfturbinen-Stellventils (106) auf der Basis der empfangenen Werte ausgebildet ist.
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