WO2007031535A2 - Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung - Google Patents

Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung Download PDF

Info

Publication number
WO2007031535A2
WO2007031535A2 PCT/EP2006/066312 EP2006066312W WO2007031535A2 WO 2007031535 A2 WO2007031535 A2 WO 2007031535A2 EP 2006066312 W EP2006066312 W EP 2006066312W WO 2007031535 A2 WO2007031535 A2 WO 2007031535A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
plant
maximum power
current
measured
Prior art date
Application number
PCT/EP2006/066312
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2007031535A3 (de
Inventor
Thorsten Engler
Emil Brütsch
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Priority to EP06793475A priority Critical patent/EP1926889A2/de
Priority to CN2006800340562A priority patent/CN101268252B/zh
Publication of WO2007031535A2 publication Critical patent/WO2007031535A2/de
Publication of WO2007031535A3 publication Critical patent/WO2007031535A3/de

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining the current maximum power of a power plant, in particular a gas turbine plant or a gas and steam turbine plant.
  • the present invention relates strigg a control device for controlling a power plant, in particular a gas turbine plant or a gas and steam turbine plant.
  • the grid operator In a power grid, the grid operator must ensure the balance between the load, ie the requested power, and the power provided. Differences between the load on the one hand and the power available on the other hand lead to a change in the grid frequency, which adversely affects network operation and, in the worst case, can lead to the complete collapse of the grid.
  • control reserve In order to be able to react quickly in the event of sudden imbalances between the load and the available power, the network operators buy in the power generators reserve power, the so-called control reserve.
  • a power plant participating in the control reserve must be able to provide a given power within a certain period of time.
  • a power plant participating, for example, in the so-called minute reserve must be able to provide a certain power after a few minutes (in Germany 15 minutes).
  • Other backup modes require power to be delivered within a few seconds.
  • those control reserves that must be available within seconds are important for the frequency staging operation of the network.
  • a power plant participating in the frequency control operation must be able to quickly provide the agreed reserve power, for example 5% of the maximum power, in the event of a frequency decline.
  • power plant operators must know at all times how large the currently possible maximum power of the power plant is, and adjust the power setpoint of the system on the basis of the maximum power taking into account the reserve power.
  • the maximum output depends above all on the compressor inlet conditions, in particular on the temperature, the humidity and the pressure of the ambient air entering the compressor, as well as on the degree of contamination of the compressor and on the mains frequency.
  • the power setpoint for the current driving style of the power plant then results from the maximum power deductible from the agreed reserve throttle.
  • the maximum power is estimated by the power plant operator and entered the power setpoint manually. If the boundary conditions change, for example the compressor inlet conditions or the degree of contamination of the compressor, the power setpoint must be readjusted manually. The frequency of readjustment depends both on the stability of the compressor entry conditions and on the desired reliability of the control reserve to be maintained.
  • the object of the present invention is to provide a method suitable for automation for determining the current maximum output of a power plant.
  • a further object of the invention is to provide a control device for controlling a power plant on the basis of a guide variable representing a power setpoint.
  • the first object is achieved by a method according to claim 1, the second object by a control device according to claim 12 solved.
  • the third object is achieved by a power plant, in particular a gas turbine plant or a gas and steam turbine plant according to claim 15.
  • the dependent claims contain advantageous embodiments of the invention RETg.
  • the inventive method for determining the current maximum power of a power plant includes the following steps:
  • At least one of the maximum power affecting measurement size In the case of a gas turbine plant or a gas and steam turbine plant, at least one of the following variables can be measured: Compressor inlet temperature of the gas turbine, compressor inlet pressure of the gas turbine, compressor inlet moisture of the gas turbine, the grid frequency or the operating hours since the last cleaning of the compressor (Compressor wash). Determining a conversion quantity from the at least one detected measured variable, which represents the change of the current maximum power relative to a reference power. In this case, the conversion variable can be determined, for example, by means of a power plant model or by means of at least one previously determined conversion curve in which
  • the method according to the invention can replace the estimation of the maximum power of the power plant operator and makes it possible to regulate a power plant on the basis of a performance variable representing a power setpoint.
  • the power setpoint then results from the current maximum power value determined by means of the method according to the invention. plus the required control reserve and possibly further deductible a safety reserve.
  • the method according to the invention therefore enables an automatic tracking of the power setpoint in the event of changes in the boundary conditions.
  • the agreed control reserve can thus be met automatically and precisely. Furthermore, it can be ensured that the power plant can be operated while maintaining this control reserve at maximum power and maximum efficiency.
  • the reference power can be redetermined, whereby in particular the degree of contamination of the compressor can be taken into account when determining the current maximum power.
  • the current gas turbine power and the current value of the at least one measured variable can be measured, for example, in the case of base load conditions, and the reference power can be newly determined on the basis of the power plant model or the at least one conversion curve. Since in the calibration the compressor entry conditions are included as measured variables, and the result of the calibration depends on the state of the contamination of the air inlet filter, the filter contamination in the reference power is taken into account.
  • the conversion quantity can in particular be a conversion factor with which the reference power is to be multiplied.
  • the measured variables are measured continuously or repeatedly and the current maximum power continuously or repeatedly determined.
  • the method according to the invention can be used in particular for determining the current desired power value of a power plant installation, in particular a turbine installation, from the current maximum power of the power plant installation.
  • the current power setpoint is then determined based on the current maximum power determined by the method according to the invention. This can be done in particular continuously or repeatedly.
  • a control device for controlling a
  • the measured variable sensor can be designed, in particular, for measuring one of the following variables: Compressor inlet temperature, compressor inlet pressure, compressor inlet moisture, mains frequency.
  • a conversion unit connected to the at least one measured-quantity sensor for receiving the sensor size and to the memory for receiving the reference power.
  • the conversion unit comprises a power plant model or at least one conversion curve and is designed to convert the reference power into the current maximum power and to output a maximum power representing the maximum power.
  • control device comprises a power setpoint calculation unit which is connected to the conversion unit for receiving the maximum power quantity and which is configured to calculate the power setpoint on the basis of the maximum power size and at least one predetermined control reserve size and for outputting a power setpoint value as a reference variable.
  • the desired power value can be calculated from existing measured variables and automatically updated when the boundary conditions change.
  • the power setpoint calculation unit may in particular be designed to calculate the power setpoint on the basis of the maximum power size, a predetermined control reserve size and a predetermined safety size.
  • the safety size can serve to ensure that the control reserve is reliably maintained. For example, if calibration of the reference maximum power occurs at certain time intervals, the safety margin may serve to absorb shifts in the reference maximum power that occur between two calibrations.
  • the control device may include, for example, a power sensor configured to detect the current power of the power plant and to output a power magnitude representing the current power. Furthermore, in this embodiment there is an updating unit connected to the power sensor for receiving the power quantity, for receiving the sensor size with the at least one measured-size sensor, and for outputting a reference power to the memory. The updating unit is configured to determine the reference power from the received power quantity and the at least one received sensor size.
  • An inventive power plant which may be configured in particular as a gas turbine plant or as a gas and steam turbine plant, is equipped with a control device according to the invention.
  • the power setpoint can automatically be tracked for changes in the boundary conditions.
  • 1 shows the basic structure of a gas and Dampftur- binenkraftmaschines in a much simplified schematic representation.
  • 2 shows the control device according to the invention in one
  • FIG. 3 shows a schematic representation of a control circuit for the gas turbine section of the gas and steam turbine system shown in FIG.
  • the invention will be described below by way of example with reference to the determination of the maximum power of a gas and steam turbine plant.
  • the invention is not limited to use in gas and steam turbine plants. In particular, it can also be used in gas turbine plants without a downstream steam turbine.
  • the gas and steam turbine system 1 shown schematically in FIG. 1 includes a gas turbine plant Ia and a steam turbine plant Ib.
  • the gas turbine plant Ia is equipped with a gas turbine 2, a compressor 4 and at least one combustion chamber 6 connected between the compressor 4 and the gas turbine 2.
  • a gas turbine 2 By means of the compressor 4, fresh air L is sucked in, compressed and fed via the fresh air line 8 to one or more burners of the combustion chamber 6.
  • the supplied air is mixed with liquid or gaseous fuel B supplied via a fuel power 10 and the mixture is subsequently ignited.
  • the resulting combustion exhaust gases form a working medium AM of the gas turbine plant Ia, which is fed to the gas turbine 2, where it performs work under relaxation and drives a shaft 14 coupled to the gas turbine 2.
  • the shaft is coupled with the gas turbine 2 as well as with the compressor 4 and with a generator 12 to drive them.
  • a load transmission may still be present between the compressor 4 and the generator 12. be turned on.
  • the expanded working medium AM ' is discharged via an exhaust pipe 15 to a heat recovery steam generator 30 of the steam turbine plant Ib.
  • the steam turbine installation Ib comprises a steam turbine 32, a condenser 34 and a feedwater pump 36.
  • the waste heat steam generator 30 is connected to the steam turbine 32 via a steam line 31. This is in turn connected to the capacitor 34 via a vapor line 33.
  • a condensate line 35 connects the condenser 34 to the heat recovery steam generator 30.
  • the steam generator 30, the steam turbine 32, the condenser 34, the steam lines 31 and 33 and the condensate line 35 together form a water-steam circuit of the steam turbine plant.
  • the circulation of the condensate or the steam is accomplished by the condensate pump 36. It should be noted at this point that the circuit diagram shown in FIG.
  • the heat recovery steam generator 30 often includes a plurality of evaporators, reheater, preheater, etc. with which the steam can be further heated or the condensate can be preheated.
  • the steam turbine 32 may have a plurality of turbine stages, which are designed for different steam pressures and steam temperatures. These are usually connected in series and increase the efficiency of the steam turbine plant.
  • a control circuit for regulating the power of the gas turbine plant Ia of the combined cycle power plant 1 is shown schematically in FIG 2 as a block diagram.
  • the control circuit is used in the present example for acting on the combustion chamber 6 supplied air mass flow and / or the combustion chamber 6 supplied fuel mass flow.
  • Fuel supply therefore form the controlled system 56 of the control loop 50.
  • an actuator 54 is present, which control signals for a Brenn- Outputs the fuel supply valve and for the vanes of the first compressor guide row or rows.
  • disturbances z which act on the controlled system 56, also lead to changes in the gas turbine power.
  • a power sensor 58 By means of a power sensor 58, the current power P of the gas turbine is measured and output in the form of a power quantity. The power quantity is subtracted from a power setpoint W in a subtracter 60, and the difference is forwarded to the controller 52.
  • This determines a control signal REG which is output to the actuator 54 and this causes to act by means of a manipulated variable U on the control system 56 such that the current power value is equalized to the power setpoint W.
  • the power setpoint W should take into account the control reserve, i. it must be smaller than the maximum power of the gas turbine plant. It is calculated from the currently possible maximum power according to the formula
  • R denotes the required control reserve (in percent)
  • S a security (also in percent) which serves to be able to comply with the required control reserve with the greatest possible certainty.
  • the currently possible maximum power P max also enters this formula.
  • this maximum power is not a constant quantity, but depends on boundary conditions.
  • boundary conditions X 1 are in particular compressor inlet conditions such as the temperature, humidity and pressure of entering the compressor 4 air L.
  • the achievable maximum power from the degree of contamination of the compressor 4, the degree of contamination of the air intake filter, the aging of the power plant components, the Mains frequency, etc. influenced. Based on what has been said, the knowledge of the current maximum power P max is necessary if the desired power value Psoii is to be determined.
  • the block diagram shows a device for determining the desired power value, which enters into the control circuit 50 shown in FIG.
  • the device 70 includes a number of measurement size sensors, shown as block 72.
  • Measured variable sensors can be, for example, sensors which determine the compressor inlet temperature, the compressor inlet humidity, the compressor inlet pressure of the ambient air, the mains frequency, etc.
  • the device 70 includes as a further sensor, a power sensor 73, with which the current gas turbine power can be detected.
  • the device 70 further comprises a calculation unit 74, which includes a gas turbine model and outputs a conversion factor f (X 1 ), a memory 75, in which a reference power P re f is stored, and a multiplication unit 76, which is connected to the memory 75 for Receiving the reference power P re f and with the calculation unit 74 for receiving the conversion factor f (X 1 ) is connected.
  • the multiplication unit 76 is designed to calculate the maximum power by multiplying the reference power P ref by the conversion factor f (X 1 ) and outputting the value of the maximum power P max .
  • the device 70 comprises a power setpoint calculation unit 78 and two memories or memory locations 80, 82 in which the value R for the control reserve or the value S for the safety are stored.
  • the device 70 may include an offset memory 84, in which offset values are stored for the measured variables X 1 measured by the measured-quantity sensors 72. These offsets can be added to the determined measured quantities X 1 before these are entered into the calculation unit 74.
  • the device 70 includes one with the calculation unit 74 for receiving the conversion factor f (X 1 ) and the reference power calculation unit 86 connected to the memory 75 for outputting the reference power P re f and a triggering unit 88 connected to the memory 75 for triggering a memory operation in the memory 75.
  • Determining the desired power value P so ii with the device 70 shown in FIG. 3 is carried out by passing the measured variables X 1 detected by the measured variable sensors 72 to the computing unit 74, which contains a model of the gas turbine plant and using the acquired measured variables the conversion factor f (X 1 ) calculated.
  • offsets can be added to the acquired measured variables before the measured variables X 1 are entered into the calculation unit 74.
  • the conversion factor is forwarded to the multiplication unit 76, where it is multiplied by a reference power P re f related to the memory 75.
  • the product of the reference power P re f and the conversion factor f (X 1 ) provides the maximum possible power P max of the gas turbine plant.
  • the calculation unit 74 and the multiplication unit 76 together form a conversion unit which converts the reference power P re f into the current maximum power P max on the basis of the measured values X 1 .
  • the wristsollwert- calculation unit 78 of the power reference value P is then calculated as II according to formula 1 from the maximum power P max, the required control reserve R and safety S and passed on as a reference variable at the positions shown in FIG 2 loop 50th
  • a calibration is also performed at regular intervals.
  • a new reference power P re f is calculated and stored in the memory 75. Calibration is possible, for example, during base load conditions of the gas turbine plant.
  • the current gas turbine power is detected by means of the power sensor 73 and forwarded to the reference power calculation unit 86. It also receives from the calculation unit 74 the current conversion factor f (X 1 ).
  • the reference power P ref then results from the quotient of the measured power, hereinafter referred to as P ka i, and the conversion factor determined on the basis of the measured variables X 1 measured simultaneously, referred to hereinafter as f ka i (X 1 ).
  • the new reference power Pr e f thus determined is then stored in the memory 75 as a new, ie calibrated, reference power and is subsequently available to the conversion unit 76 as a reference power P rer .
  • Calibration takes place when the system is started up and afterwards at regular intervals. Used to initiate the storing of the new reference power a trip unit 88.
  • the calculation unit 74, the reference power calculating unit 86 and the trip unit 88 together form an updating unit for updating or calibrating the reference power P re f.
  • a model of the power plant was used in the calculation unit 74.
  • conversion curves which represent a relationship Ji 1 for each detected measured variable X 1 .
  • the conversion factor f (X 1 ) then results from the product of the individual factors Ji 1 . For example, if there is ever a factor for the compressor inlet temperature (factor f ⁇ v ), for the compressor inlet pressure (fp V ), the compressor inlet temperature (f v ) and for the mains frequency (f N ), the conversion factor results to

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Es wird ein Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung (Pmax) einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage, zur Verfügung gestellt mit den Schritten: - Erfassen mindestens einer die Maximalleistung (Pmax) beein- flussenden Messgröße (xi); - Ermitteln einer Umrechnungsgröße (f(xi)) aus der mindestens einen erfassten Messgröße (xi), welche die Änderung der aktuellen Maximalleistung (Pmax) bezogen auf eine Referenzleistung (Pref) repräsentiert; und - Umrechnen der Referenzleistung (Pref) in die aktuelle Maximalleistung (Pmax) mit Hilfe der Umrechnungsgröße (f(xi)).

Description

Beschreibung
Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung einer Kraftwerksanlage und Regelvorrichtung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage . Daneben betrifft die vorliegende Erfin- düng eine Regelvorrichtung zum Regeln einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage .
In einem Stromnetz ist vom Netzbetreiber das Gleichgewicht zwischen der Last, also der angeforderten Leistung, und der zur Verfugung gestellten Leistung zu gewahrleisten. Unterschiede zwischen der Last einerseits und der zur Verfugung stehenden Leistung andererseits fuhren zu einer Änderung der Netzfrequenz, was sich nachteilig auf den Netzbetrieb aus- wirkt und schlimmsten Falls zum volligen Zusammenbruch des Netzes fuhren kann.
Um bei plötzlich auftretenden Ungleichgewichten zwischen der Last und der zur Verfugung stehenden Leistung schnell reagie- ren zu können, kaufen die Netzbetreiber bei den Stromerzeugern Reserveleistung ein, die sogenannte Regelreserve. Ein Kraftwerk, das an der Regelreserve teilnimmt, muss in der Lage sein, innerhalb einer bestimmten Zeitspanne eine vorgegebene Leistung bereitstellen zu können. Ein beispielsweise an der sogenannten Minutenreserve teilnehmendes Kraftwerk muss in der Lage sein, nach wenigen Minuten (in Deutschland 15 Minuten) eine bestimmte Leistung zu erbringen. Andere Reservebetriebsarten erfordern das Erbringen der Leistung innerhalb von wenigen Sekunden.
Insbesondere diejenigen Regelreserven, die innerhalb von Sekunden abrufbar sein müssen, sind für den Frequenzstutzbetrieb des Netzes von Bedeutung. Bei Abweichungen der Netzfre- quenz von der Sollfrequenz muss ein am Frequenzstutzbetrieb teilnehmendes Kraftwerk in der Lage sein, rasch die vereinbarte Reserveleistung, beispielsweise 5% der Maximalleistung, im Falle eines Frequenzeinbruches zur Verfugung stellen zu können. Dazu muss Kraftwerksbetreiber zu jeder Zeit wissen, wie groß die aktuell mögliche Maximalleistung des Kraftwerkes ist, und den Leistungssollwert der Anlage auf der Basis der Maximalleistung unter Berücksichtigung der Reserveleistung einstellen. Die Maximalleistung hangt vor allem von den Ver- dichtereintrittsbedingungen, insbesondere von der Temperatur, der Feuchte und dem Druck der in den Verdichter eintretenden Umgebungsluft, sowie von dem Verschmutzungsgrad des Verdichters und von der Netzfrequenz ab. Der Leistungssollwert für die aktuelle Fahrweise des Kraftwerkes ergibt sich dann aus der Maximalleistung abzuglich der vereinbarten Regereserve.
Bisher wird die Maximalleistung vom Kraftwerksbediener geschätzt und der Leistungssollwert manuell eingegeben. Bei Änderungen der Randbedingungen, beispielsweise der Verdichter- eintrittsbedingungen oder des Verschmutzungsgrades des Verdichters, muss der Leistungssollwert manuell nachgestellt werden. Die Häufigkeit des Nachstellens hangt dabei sowohl von der Stabilität der Verdichtereintrittsbedingungen als auch von der gewünschten Zuverlässigkeit der einzuhaltenden Regelreserve ab.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es, ein zur Automatisierung geeignetes Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung einer Kraftwerksanlage zur Verfugung zu stel- len. Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist es, eine Regelvorrichtung zum Regeln einer Kraftwerksanlage auf der Basis einer einen Leistungssollwert repräsentierenden Fuhrungsgroße zur Verfugung zu stellen. Schließlich ist es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine verbesserte Kraftwerksanlage zur Verfugung zu stellen.
Die erste Aufgabe wird durch ein Verfahren nach Anspruch 1, die zweite Aufgabe durch eine Regelvorrichtung nach Anspruch 12 gelost. Die dritte Aufgabe wird durch eine Kraftwerksanlage, insbesondere eine Gasturbinenanlage oder eine Gas- und Dampfturbinenanlage nach Anspruch 15 gelost. Die abhangigen Ansprüche enthalten vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfin- düng.
Das erfindungsgemaße Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung einer Kraftwerksanlage umfasst die folgenden Schritte :
- Erfassen mindestens einer die Maximalleistung beeinflussenden Messgroße. Im Falle einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- Und Dampfturbinenanlage kann als Messgroße mindestens eine der folgenden Großen gemessen werden: Verdichter- Eintrittstemperatur der Gasturbine, Verdichter- Eintrittsdruck der Gasturbine, Verdichter-Eintrittsfeuchte der Gasturbine, die Netzfrequenz oder die Betriebsstunden seit der letzten Reinigung des Verdichters (Verdichterwasche) . - Ermitteln einer Umrechnungsgroße aus der mindestens einen erfassten Messgroße, welche die Änderung der aktuellen Maximalleistung bezogen auf eine Referenzleistung repräsentiert. Das Ermitteln der Umrechnungsgroße kann hierbei beispielsweise anhand eines Kraftwerksmodells oder anhand min- destens einer vorab ermittelten Umrechnungskurve, in der
Umrechnungsgroßen in Abhängigkeit von den Messgroßen gegeben sind, ermittelt werden.
- Umrechnen der Referenzleistung, die insbesondere eine Referenz-Maximalleistung darstellen kann, in die aktuelle Maxi- malleistung mit Hilfe der Umrechnungsgroße.
Das erfindungsgemaße Verfahren kann das Schätzen der Maximalleistung vom Kraftwerksbediener ersetzen und ermöglicht ein Regeln einer Kraftwerksanlage auf der Basis einer einen Leis- tungssollwert repräsentieren Fuhrungsgroße . Der Leistungssollwert ergibt sich dann aus dem mittels des erfindungsgema- ßen Verfahrens bestimmten aktuellen Maximalleistungswert ab- zuglich der geforderten Regelreserve und ggf. weiter abzuglich einer Sicherheitsreserve.
Das erfindungsgemaße Verfahren ermöglicht daher ein automati- sches Nachfuhren des Leistungssollwertes bei Änderungen der Randbedingungen. Die vereinbarte Regelreserve kann so automatisch und präzise eingehalten werden. Weiterhin kann sichergestellt werden, dass das Kraftwerk unter Einhaltung dieser Regelreserve bei maximaler Leistung und maximalem Wirkungs- grad betrieben werden kann.
Mittels einer Kalibrierung, die vorteilhafterweise regelmäßig durchgeführt wird, kann die Referenzleistung neu ermittelt werden, wodurch insbesondere der Verschmutzungsgrad des Ver- dichters beim Ermitteln der aktuellen Maximalleistung Berücksichtigung finden kann. Zum Kalibrieren der Referenzleistung können die aktuelle Gasturbinenleistung und der aktuelle Wert der mindestens einen Messgroße beispielsweise bei Grundlast- zustanden gemessen und daraus auf der Basis des Kraftwerksmo- dells oder der mindestens einen Umrechnungskurve die Referenzleistung neu ermittelt werden. Da in das Kalibrieren die Verdichtereintrittsbedingungen als Messgroßen mit eingehen, und das Ergebnis der Kalibrierung vom Zustand der Verschmutzung des Lufteintrittsfilters abhangt, wird die Filterver- schmutzung in der Referenzleistung berücksichtigt.
Die Umrechnungsgroße, mit deren Hilfe die aktuelle Maximalleistung ermittelt wird, kann insbesondere ein Umrechnungsfaktor sein, mit dem die Referenzleistung zu multiplizieren ist.
Bei der Anwendung des erfindungsgemaßen Verfahrens in einem Regelverfahren, in dem der Leistungssollwert bei Änderungen der Randbedingungen automatisch nachgefuhrt wird, werden die Messgroßen kontinuierlich oder wiederholt gemessen und die aktuelle Maximalleistung kontinuierlich oder wiederholt ermittelt . Wie bereits erwähnt, kann das erfindungsgemäße Verfahren insbesondere zum Ermitteln des aktuellen Leistungssollwerts einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Turbinenanlage, aus der aktuellen Maximalleistung der Kraftwerksanlage zum Ein- satz kommen. Der aktuelle Leistungssollwert wird dann auf der Basis der mit dem erfindungsgemäßen Verfahren ermittelten aktuellen Maximalleistung festgelegt. Dies kann insbesondere kontinuierlich oder wiederholt erfolgen.
Eine erfindungsgemäße Regelvorrichtung zum Regeln einer
Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage auf der Basis einer einen Leistungssollwert repräsentierenden Führungsgröße umfasst:
- Mindestens einen zum Erfassen einer die Maximalleistung der Kraftwerksanlage beeinflussenden Messgröße und zum Ausgeben einer diese Messgröße repräsentierenden Sensorgröße ausgebildeten Messgrößensensor. Der Messgrößensensor kann insbesondere zum Messen einer der nachfolgenden Größen ausgebil- det sein: Verdichter-Eintrittstemperatur, Verdichter- Eintrittsdruck, Verdichter-Eintrittsfeuchte, Netzfrequenz.
- Einen Speicher mit einer darin gespeicherten Referenzleistung.
- Eine mit dem mindestens einen Messgrößensensor zum Empfang der Sensorgröße und mit dem Speicher zum Empfang der Referenzleistung verbundene Umrechnungseinheit. Die Umrechnungseinheit umfasst ein Kraftwerksmodell oder mindestens eine Umrechnungskurve und ist zum Umrechnen der Referenzleistung in die aktuelle Maximalleistung sowie zum Ausgeben einer die Maximalleistung repräsentierenden Maximalleis- tungsgröße ausgebildet.
- Außerdem umfasst die erfindungsgemäße Regelungsvorrichtung eine Leistungssollwert-Berechnungseinheit, die zum Empfang der Maximalleistungsgröße mit der Umrechnungseinheit ver- bunden ist und die zum Berechnen des Leistungssollwerts auf der Basis der Maximalleistungsgröße und mindestens einer vorgegebenen Regelreservegröße sowie zum Ausgeben einer Leistungssollwertgröße als Führungsgröße ausgestaltet ist. Mit der erfindungsgemaßen Regelungsvorrichtung kann der Leistungssollwert aus vorhanden Messgroßen berechnet und bei einer Änderung der Randbedingungen automatisch nachge- fuhrt werden.
Die Leistungssollwert-Berechnungseinheit kann insbesondere zum Berechnen des Leistungssollwertes auf der Basis der Maxi- malleistungsgroße, einer vorgegebenen Regelreservegroße und einer vorgegebenen Sicherheitsgroße ausgebildet sein. Die Si- cherheitsgroße kann dabei dazu dienen, sicherzustellen, dass die Regelreserve zuverlässig eingehalten wird. Wenn beispielsweise in bestimmten Zeitabstanden eine Kalibrierung der Referenzmaximalleistung erfolgt, kann die Sicherheitsgroße etwa dazu dienen, Verschiebungen der Referenzmaximalleistung, die zwischen zwei Kalibrierungen erfolgen, aufzufangen.
Zum Durchfuhren einer Kalibrierung kann die Regelungsvorrichtung beispielsweise einen Leistungssensor umfassen, der zum Erfassen der aktuellen Leistung der Kraftwerksanlage und zum Ausgeben einer die aktuelle Leistung repräsentierenden Leistungsgroße ausgestaltet ist. Weiterhin ist in dieser Ausgestaltung eine Aktualisierungseinheit vorhanden, die zum Empfang der Leistungsgroße mit dem Leistungssensor, zum Empfangen der Sensorgroße mit dem mindestens einen Messgroßensensor und zur Ausgabe einer Referenzleistung mit dem Speicher verbunden ist. Die Aktualisierungseinheit ist zum Ermitteln der Referenzleistung aus der empfangenen Leistungsgroße und der mindestens einen empfangenen Sensorgroße ausgestaltet.
Eine erfindungsgemaße Kraftwerksanlage, die insbesondere als Gasturbinenanlage oder als Gas- und Dampfturbinenanlage ausgestaltet sein kann, ist mit einer erfindungsgemaßen Regelungsvorrichtung ausgestattet. In einer derartigen Kraftwerksanlage kann der Leistungssollwert automatisch bei Ande- rungen der Randbedingungen nachgefuhrt werden.
Weitere Merkmale, Eigenschaften und Vorteile der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung ei- nes Ausführungsbeispiels unter Bezugnahme auf die beiliegenden Figuren.
FIG 1 zeigt den prinzipiellen Aufbau eines Gas- und Dampftur- binenkraftwerks in einer stark vereinfachten schematischen Darstellung. FIG 2 zeigt die erfindungsgemäße Regelvorrichtung in einem
Blockschaltbild.
FIG 3 zeigt in einer schematischen Darstellung einen Regel- kreis für den Gasturbinenteil der in FIG 1 dargestellten Gas- und Dampfturbinenanlage .
Die Erfindung wird nachfolgend beispielhaft anhand des Ermitteins der Maximalleistung einer Gas- und Dampfturbinenanlage beschrieben. Die Erfindung ist jedoch nicht auf den Einsatz in Gas- und Dampfturbinenanlagen beschränkt. Insbesondere kann sie auch bei Gasturbinenanlagen ohne nachgeschaltete Dampfturbine zum Einsatz kommen.
Die in FIG 1 schematisch dargestellte Gas- und Dampfturbinenanlage 1 umfasst eine Gasturbinenanlage Ia sowie eine Dampfturbinenanlage Ib. Die Gasturbinenanlage Ia ist mit einer Gasturbine 2, einem Verdichter 4 sowie mindestens einer zwischen den Verdichter 4 und die Gasturbine 2 geschalteten Brennkammer 6 ausgestattet. Mittels des Verdichters 4 wird Frischluft L angesaugt, verdichtet und über die Frischluftleitung 8 einem oder mehreren Brennern der Brennkammer 6 zugeführt. Die zugeführte Luft wird mit über eine Brennstoff- leistung 10 zugeführtem flüssigen oder gasförmigen Brennstoff B gemischt und das Gemisch wird anschließend entzündet. Die dabei entstehenden Verbrennungsabgase bilden ein Arbeitsmedium AM der Gasturbinenanlage Ia, welches der Gasturbine 2 zugeführt wird, wo es unter Entspannung Arbeit leistet und eine mit der Gasturbine 2 gekoppelte Welle 14 antreibt. Die Welle ist außer mit der Gasturbine 2 auch mit dem Verdichter 4 sowie mit einem Generator 12 gekoppelt, um diese anzutreiben. Je nach Ausführung der Gasturbinenanlage Ia kann zwischen den Verdichter 4 und den Generator 12 noch ein Lastgetriebe ge- schaltet sein. Das entspannte Arbeitsmedium AM' wird über eine Abgasleitung 15 an einen Abhitzedampferzeuger 30 der Dampfturbinenanlage Ib abgeführt.
Neben dem Abhitzedampferzeuger 30 umfasst die Dampfturbinenanlage Ib eine Dampfturbine 32, einen Kondensator 34 sowie eine Speisewasserpumpe 36. Der Abhitzedampferzeuger 30 ist über eine Dampfleitung 31 mit der Dampfturbine 32 verbunden. Diese ist wiederum über eine Dampfleitung 33 mit dem Konden- sator 34 verbunden. Schließlich verbindet eine Kondensatleitung 35 den Kondensator 34 mit dem Abhitzedampferzeuger 30. Der Dampferzeuger 30, die Dampfturbine 32, der Kondensator 34, die Dampfleitungen 31 und 33 sowie die Kondensatleitung 35 bilden zusammen einen Wasser-Dampfkreislauf der Dampftur- binenanlage. Der Umlauf des Kondensates bzw. des Dampfes wird durch die Kondensatpumpe 36 bewerkstelligt. Es sei an dieser Stelle angemerkt, dass das in FIG 1 dargestellte Schaltbild eine stark vereinfachte Darstellung insbesondere der Dampfturbinenanlage enthält. In realen Dampfturbinenanlagen ist der Wasser-Dampfkreislauf in der Regel komplizierter aufgebaut. So umfasst der Abhitzedampferzeuger 30 oft mehrere Verdampfer, Zwischenerhitzer, Vorwärmer, etc. mit denen der Dampf weiter erhitzt bzw. das Kondensat vorerwärmt werden kann. Ebenso kann die Dampfturbine 32 mehrere Turbinenstufen aufweisen, welche für unterschiedliche Dampfdrücke und Dampftemperaturen ausgelegt sind. Diese sind in der Regel in Reihe geschaltet und erhöhen den Wirkungsgrad der Dampfturbinenanlage .
Ein Regelkreis zum Regeln der Leistung der Gasturbinenanlage Ia der Gas- und Dampfturbinenanlage 1 ist schematisch in FIG 2 als Blockschaltbild dargestellt. Der Regelkreis dient im vorliegenden Beispiel zum Einwirken auf den der Brennkammer 6 zugeführten Luftmassenstrom und/oder den der Brennkammer 6 zugeführten Brennstoffmassenstrom. Die Luftzufuhr und die
Brennstoffzufuhr bilden daher die Regelstrecke 56 des Regelkreises 50. Zum Einwirken auf die Regelstrecke 56 ist ein Stellglied 54 vorhanden, welches Stellsignale für ein Brenn- Stoffzufuhrventil sowie für die Leitschaufeln der ersten Verdichterleitschaufelreihe oder -reihen ausgibt. Außer dem Brennstoffmassenstrom und dem Luftmassenstrom führen auch Störgrößen z, welche auf die Regelstrecke 56 einwirken, zu Änderungen der Gasturbinenleistung. Mittels eines Leistungssensors 58 wird die aktuelle Leistung P der Gasturbine gemessen und in Form einer Leistungsgröße ausgegeben. Die Leistungsgröße wird in einem Subtrahierer 60 von einem Leistungssollwert W abgezogen und die Differenz an den Regler 52 wei- tergegeben. Dieser ermittelt ein Regelsignal REG, welches an das Stellglied 54 ausgegeben wird und dieses veranlasst mittels einer Stellgröße U auf die Regelstrecke 56 derart einzuwirken, dass der aktuelle Leistungswert an den Leistungssollwert W angeglichen wird.
Der Leistungssollwert W soll die Regelreserve berücksichtigen, d.h. er muss kleiner sein, als die mögliche Maximalleistung der Gasturbinenanlage. Er wird aus der aktuell möglichen Maximalleistung gemäß der Formel
Psoii = Pmax x ( 1 - (R+S ) / 100 % ) ( Formel 1 )
bestimmt. Hierbei bezeichnet R die geforderte Regelreserve (in Prozent) und S eine Sicherheit (ebenfalls in Prozent), die dazu dient, die geforderte Regelreserve mit größtmöglicher Sicherheit einhalten zu können. Außer der geforderten Regelreserve R und der Sicherheit S geht in diese Formel auch die aktuell mögliche Maximalleistung Pmax ein. Diese Maximalleistung ist jedoch keine konstante Größe, sondern hängt von Randbedingungen ab. Derartige Randbedingungen X1 sind insbesondere Verdichtereintrittsbedingungen wie etwa die Temperatur, die Feuchte und der Druck der in den Verdichter 4 eintretenden Luft L. Zudem wird die erzielbare Maximalleistung vom Verschmutzungsgrad des Verdichters 4, vom Verschmutzungs- grad des Luftansaugfilters, der Alterung der Kraftwerkskomponenten, der Netzfrequenz, etc. beeinflusst. Aufgrund des Gesagten ist die Kenntnis der aktuellen möglichen Maximalleistung Pmax nötig, wenn der Leistungssollwert Psoii ermittelt werden soll.
Das Ermitteln des Leistungssollwertes Psoii wird nachfolgend anhand des in FIG 3 dargestellten Blockschaltbildes erläutert. Das Blockschaltbild zeigt eine Vorrichtung zum Ermitteln des Leistungssollwertes, welcher in den in FIG 2 dargestellten Regelkreis 50 eingeht.
Die Vorrichtung 70 umfasst eine Anzahl von Messgrößensensoren, die als Block 72 dargestellt sind. Messgrößensensoren können beispielsweise Sensoren sein, welche die Verdichter- Eintrittstemperatur, die Verdichter-Eintrittsfeuchte, den Verdichter-Eintrittsdruck der Umgebungsluft, die Netzfrequenz, etc. ermitteln. Daneben umfasst die Vorrichtung 70 als weiteren Sensor einen Leistungssensor 73, mit dem die aktuelle Gasturbinenleistung erfasst werden kann. Die Vorrichtung 70 umfasst weiter eine Berechnungseinheit 74, welche ein Gas- turbinenmodell beinhaltet und einen Umrechnungsfaktor f (X1) ausgibt, einen Speicher 75, in welchem eine Referenzleistung Pref gespeichert ist, sowie eine Multiplikationseinheit 76, welche mit dem Speicher 75 zum Empfang der Referenzleistung Pref und mit der Berechnungseinheit 74 zum Empfang des Umrech- nungsfaktors f (X1) verbunden ist. Die Multiplikationseinheit 76 ist zum Berechnen der Maximalleistung durch Multiplikation der Referenzleistung Pref mit dem Umrechnungsfaktor f (X1) und zum Ausgeben des Wertes der Maximalleistung Pmax ausgestaltet. Weiterhin umfasst die Vorrichtung 70 eine Leistungssollwert- Berechnungseinheit 78 sowie zwei Speicher oder Speicherplätze 80, 82, in denen der Wert R für die Regelreserve bzw. der Wert S für die Sicherheit gespeichert sind. Außerdem kann die Vorrichtung 70 einen Offset-Speicher 84 umfassen, in welchem Offset-Werte für die von den Messgrößensensoren 72 gemessenen Messgrößen X1 gespeichert sind. Diese Offsets können zu den ermittelten Messgrößen X1 hinzuaddiert werden, bevor diese in die Berechnungseinheit 74 eingegeben werden. Weiterhin umfasst die Vorrichtung 70 eine mit der Berechnungseinheit 74 zum Empfang des Umrechnungsfaktors f (X1) und mit dem Speicher 75 zur Ausgabe der Referenzleistung Pref verbundene Referenz- leistungsberechnungseinheit 86 sowie eine mit dem Speicher 75 verbundene Auslöseeinheit 88 zum Auslösen eines Speichervor- ganges im Speicher 75.
Das Ermitteln des Leistungssollwertes Psoii mit der in FIG 3 dargestellten Vorrichtung 70 erfolgt, indem die von den Messgrößensensoren 72 erfassten Messgrößen X1 an die Berechnungs- einheit 74 weitergegeben werden, die ein Modell der Gasturbinenanlage enthält und anhand der erfassten Messgrößen den Umrechnungsfaktor f (X1) berechnet. Optional können zu den erfassten Messgrößen Offsets hinzuaddiert werden, bevor die Messgrößen X1 in die Berechnungseinheit 74 eingegeben werden. Der Umrechnungsfaktor wird an die Multiplikationseinheit 76 weitergegeben, wo der mit einer vom Speicher 75 bezogenen Referenzleistung Pref multipliziert wird. Das Produkt aus der Referenzleistung Pref und dem Umrechnungsfaktor f (X1) liefert die mögliche Maximalleistung Pmax der Gasturbinenanlage. Die Berechnungseinheit 74 und die Multiplikationseinheit 76 bilden zusammen eine Umrechnungseinheit, welche die Referenzleistung Pref auf der Basis der Messwerte X1 in die aktuelle Maximalleistung Pmax umrechnet. In der Leistungssollwert- Berechnungseinheit 78 wird dann der Leistungssollwert Psoii gemäß der Formel 1 aus der Maximalleistung Pmax, der geforderten Regelreserve R und der Sicherheit S berechnet und als Führungsgröße an den in FIG 2 dargestellten Regelkreis 50 weitergegeben .
Außer den genannten Verdichter-Eintrittsbedingungen können weitere, die Maximalleistung der Gasturbinenanlage beeinflussende Messgrößen, beispielsweise die Netzfrequenz oder die Betriebsstunden seit der letzen Verdichterwäsche (XΔOH, OH: Operating Hours) , erfasst und im Umrechnungsfaktor f (X1) be- rücksichtig werden.
Mittels der in FIG 3 dargestellten Vorrichtung 70 wird außerdem in regelmäßigen Abständen eine Kalibrierung durchgeführt. Im Rahmen dieser Kalibrierung wird eine neue Referenzleistung Pref berechnet und im Speicher 75 abgelegt. Das Kalibrieren ist beispielsweise bei Grundlastzuständen der Gasturbinenanlage möglich. Dabei wird die aktuelle Gasturbinenleistung mittels des Leistungssensors 73 erfasst und an die Referenz- leistungs-Berechnungseinheit 86 weitergegeben. Diese empfängt außerdem von der Berechnungseinheit 74 den aktuellen Umrechnungsfaktor f (X1) . Die Referenzleistung Pref ergibt sich dann aus dem Quotienten der gemessenen Leistung, im folgenden Pkai bezeichnet, und dem auf der Basis der gleichzeitig gemessenen Messgrößen X1 ermittelten Umrechnungsfaktor, im folgenden fkai (X1) bezeichnet. Die so ermittelte neue Referenzleistung Pref wird dann im Speicher 75 als neue, d.h. kalibrierte Referenzleistung, gespeichert und steht im Folgenden der Umrech- nungseinheit 76 als Referenzleistung Prer zur Verfügung.
Das Kalibrieren erfolgt bei Inbetriebnahme der Anlage und danach in regelmäßigen Abständen. Zum Auslösen des Speicherns der neuen Referenzleistung dient eine Auslöseeinheit 88. Die Berechnungseinheit 74, die Referenzleistungs-Berechnungsein- heit 86 und die Auslöseeinheit 88 bilden zusammen eine Aktualisierungseinheit zum Aktualisieren bzw. Kalibrieren der Referenzleistung Pref.
Im vorliegenden Ausführungsbeispiel wurde in der Berechnungseinheit 74 ein Modell des Kraftwerks verwendet. Alternativ ist es auch möglich, Umrechnungskurven zu verwenden, die für jede erfasste Messgröße X1 eine Beziehung Ji1 repräsentieren. Der Umrechnungsfaktor f (X1) ergibt sich dann aus dem Produkt der Einzelfaktoren Ji1. Wenn beispielsweise je ein Faktor für die Verdichter-Eintrittstemperatur (Faktor fτv) , für den Verdichter-Eintrittsdruck (fpV) , die Verdichter-Eintrittstemperatur (fv) und für die Netzfrequenz (fN) vorhanden sind, so ergibt sich der Umrechnungsfaktor zu
Ji(X1)= fτv(xτv) x fpv(Xpv) x fv(xv) x fN (xN) x fΔ0H (XΔOH) • Die regelmäßige Kalibrierung der Referenzleistung Pref ermöglicht es, wechselnde Verschmutzungszustände des Verdichters zu berücksichtigen. Beispielsweise führt eine zunehmende Verschmutzung bei unveränderter Stellung der Verdichterleit- schaufeln zu einer Verringerung des Luftmassenstroms zur
Brennkammer. Da die mögliche Maximalleistung bei einer gegebenen Abgastemperatur der Turbine unter anderem vom Luftmassenstrom abhängt, führt eine zunehmende Verschmutzung zu einer Verringerung der maximalen Turbinenleistung. Durch die Kalibrierung kann die zunehmende Verringerung der Maximalleistung berücksichtigt werden. Nach einer Reinigung des Verdichters steht dann wieder der größtmögliche Luftmassenstrom zur Verfügung. Mittels einer Neukalibrierung kann das System dann wieder an den gereinigten Verdichter angepasst werden.
Wird über einen (längeren) Zeitraum weder eine Kalibrierung noch eine Verdichterwäsche durchgeführt, so kann die sich ergebende Verringerung der Maximalleistung durch den Faktor fΔoH Berücksichtigung finden.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung (Pmax) einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinen- anläge oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage, mit den Schritten :
- Erfassen mindestens einer die Maximalleistung (Pmaχ) beeinflussenden Messgröße (X1) ;
- Ermitteln einer Umrechnungsgröße (Jz(X1)) aus der mindestens einen erfassten Messgröße (X1) , welche die Änderung der aktuellen Maximalleistung (Pmaχ) bezogen auf eine Referenzleistung (Pref) repräsentiert; und
- Umrechnen der Referenzleistung (Pref) in die aktuelle Maximalleistung (Pmax) mit Hilfe der Umrechnungsgröße (Ji(X1)).
2. Verfahren nach Anspruch 1, in dem die Umrechnungsgröße (Ji(X1)) anhand eines Kraftwerksmodells ermittelt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1, in dem die Umrechnungsgröße (Ji(X1)) anhand mindestens einer vorab ermittelten Umrechnungskurve ermittelt wird.
4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, in dem die Referenzleistung (Pref) mindestens zu einem Zeitpunkt ka- libriert wird.
5. Verfahren nach Anspruch 5, in dem zum Kalibrieren der Referenzleistung (Pref) die aktuelle Gasturbinenleistung und der aktuelle Wert der mindestens einen Messgröße (X1) gemessen werden und daraus auf der Basis des Kraftwerksmodells oder der mindestens einen Umrechnungskurve die Referenzleistung (Pref) ermittelt wird.
6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, in dem die Umrechnungsgröße (Ji(X1)) ein von den Messgrößen (X1) abhängender Umrechnungsfaktor ist.
7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, in dem die aktuelle Maximalleistung (Pmaχ) einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage ermittelt wird und als Messgröße (X1) mindestens eine der folgenden Größen ge- messen wird: Verdichter-Eintrittstemperatur der Gasturbine, Verdichter-Eintrittsdruck der Gasturbine, Verdichter-Eintrittsfeuchte der Gasturbine, Netzfrequenz, Betriebsstunden seit der letzten Verdichterwäsche.
8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, in dem die Messgrößen (X1) kontinuierlich oder wiederholt gemessen werden und die aktuelle Maximalleistung (Pmaχ) kontinuierlich oder wiederholt ermittelt wird.
9. Verfahren zum Ermitteln des aktuellen Leistungssollwertes (Psoii) einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Turbinenanlage, aus der aktuellen Maximalleistung (Pmaχ) der Kraftwerksanlage, wobei die aktuelle Maximalleistung (Pmaχ) gemäß einem der vorangehenden Ansprüche ermittelt wird.
10. Verfahren nach Anspruch 9, in dem der Leistungssollwert (Psoii) kontinuierlich oder wiederholt aus der aktuellen Maximalleistung (Pmax) der Kraftwerksanlage ermittelt wird und das Ermitteln der Maximalleistung (Pmax) gemäß Anspruch 8 erfolgt.
11. Verfahren zum Regeln einer Gasturbinenanlage, in dem der Leistungssollwert (Psoii) als Führungsgröße (W) vorgegeben wird und der Leistungssollwert (Psoii) gemäß Anspruch 9 oder 10 ermittelt wird
12. Regelungsvorrichtung (50, 70) zum Regeln einer Kraftwerksanlage, insbesondere einer Gasturbinenanlage oder einer Gas- und Dampfturbinenanlage auf der Basis einer einen Leistungssollwert (Psoii) repräsentierenden Führungsgröße (W) mit: - mindestens einem zum Erfassen einer die Maximalleistung (Pmax) der Kraftwerksanlage beeinflussenden Messgröße (X1) und zum Ausgeben einer die Messgröße (X1) repräsentierenden Sensorgröße ausgebildeten Messgrößensensor (72), - einem Speicher (75) mit einer darin gespeicherten Referenzleistung (Pref) t
- einer mit dem mindestens einen Messgrößensensor (72) zum Empfang der Sensorgröße und mit dem Speicher (75) zum Emp- fang der Referenzleistung (Pref) verbundenen Umrechnungseinheit (74, 76), die ein Kraftwerksmodell oder mindestens eine Umrechnungskurve beinhaltet und die zum Umrechnen der Referenzleistung (Pref) in die aktuelle Maximalleistung (Pmax) sowie zum Ausgeben einer die Maximalleistung (Pmaχ) repräsentierenden Maximalleistungsgröße ausgestaltet ist, und
- einer Leistungssollwert-Berechungseinheit (78), die zum Empfang der Maximalleisungsgröße mit der Umrechnungseinheit
(74, 76) verbunden ist und die zum Berechnen des Leistungs- Sollwertes (Psoii) auf der Basis der Maximalleisungsgröße und mindestens einer vorgegebene Regelreservegröße (R) ausgebildet sowie zum Ausgeben einer Leistungssollwertgröße als Führungsgröße (W) ausgestaltet ist.
13. Regelungsvorrichtung (50, 70) nach Anspruch 12, in der die Leistungssollwert-Berechungseinheit (78) zum Berechnen des Leistungssollwertes (Psoii) auf der Basis der Maximallei¬ sungsgröße, einer vorgegebene Regelreservegröße (R) und einer vorgegebenen Sicherheitsgröße (S) ausgebildet ist.
14. Regelungsvorrichtung nach Anspruch 12 oder 13, die zusätzlich umfasst:
- einen Leistungssensor (73), der zum Erfassen der aktuellen Leistung der Kraftwerksanlage und zum Ausgeben einer die aktuelle Leistung repräsentierenden Leistungsgröße ausgestaltet ist, und
- eine Aktualisierungseinheit (74, 86, 88), die zum Empfang der Leistungsgröße mit der Leistungssensor (73) , zum Empfang der Sensorgröße mit dem mindestens einen Messgrößen- sensor (72) und zur Ausgabe einer Referenzleistung (Pref) mit dem Speicher (75) verbunden ist und die zum Ermitteln der Referenzleistung (Pref) aus der empfangenen Leistungs- große und der mindestens einen empfangenen Sensorgröße ausgestaltet ist.
15. Kraftwerksanlage, insbesondere Gasturbinenanlage oder Gas- und Dampfturbinenanlage, mit einer Regelungsvorrichtung (50, 70) nach einem der Ansprüche 12 bis 14.
PCT/EP2006/066312 2005-09-16 2006-09-13 Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung WO2007031535A2 (de)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06793475A EP1926889A2 (de) 2005-09-16 2006-09-13 Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung
CN2006800340562A CN101268252B (zh) 2005-09-16 2006-09-13 确定发电设备的当前最大功率的方法以及调节装置

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05020252.2 2005-09-16
EP05020252A EP1764486A1 (de) 2005-09-16 2005-09-16 Verfahren zum Ermitteln der aktuellen Maximalleistung einer Kraftwerksanlage und Regelvorrichtung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2007031535A2 true WO2007031535A2 (de) 2007-03-22
WO2007031535A3 WO2007031535A3 (de) 2007-09-07

Family

ID=35840712

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2006/066312 WO2007031535A2 (de) 2005-09-16 2006-09-13 Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung

Country Status (3)

Country Link
EP (2) EP1764486A1 (de)
CN (1) CN101268252B (de)
WO (1) WO2007031535A2 (de)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009156299A2 (en) 2008-06-26 2009-12-30 Alstom Technology Ltd A method of estimating the maximum power generation capacity and for controlling a specified power reserve of a single cycle or combined cycle gas turbine power plant, and a power generating system for use with said method
CH699324A1 (de) * 2008-08-14 2010-02-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur bewertung der maximalen stromerzeugungskapazität und zum regeln einer spezifizierten leistungsreserve eines gasturbinenkraftwerks oder eines gas/dampf-kombikraftwerks und stromerzeugungssystem zur verwendung des verfahrens.
ITMI20101428A1 (it) * 2010-07-29 2012-01-30 Ansaldo Energia Spa Metodo per la gestione del margine di riserva primaria in un impianto per la produzione di energia elettrica e impianto per la produzione di energia elettrica
EP3012420A1 (de) * 2014-10-24 2016-04-27 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Steuereinrichtung zum Synchronsieren einer Turbine mit dem Stromnetz

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1037346A (en) * 1962-04-23 1966-07-27 Gen Electric A steam turbine system
JPS59122712A (ja) * 1982-12-28 1984-07-16 Toshiba Corp 複合サイクル発電プラントの負荷制御装置
US5388411A (en) * 1992-09-11 1995-02-14 General Electric Company Method of controlling seal steam source in a combined steam and gas turbine system
US6507126B1 (en) * 1999-09-11 2003-01-14 Robert Bosch Gmbh Method for load regulation in a thermal engine having a power generator
EP1347235A1 (de) * 2002-03-20 2003-09-24 Babcock Borsig Power Systems GmbH Verfahren und Anordnung zur Ermittlung einer Dampfmenge

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3963479B2 (ja) * 1996-03-07 2007-08-22 シーメンス アクチエンゲゼルシヤフト 発電所プラントの迅速な出力調節のための方法および装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1037346A (en) * 1962-04-23 1966-07-27 Gen Electric A steam turbine system
JPS59122712A (ja) * 1982-12-28 1984-07-16 Toshiba Corp 複合サイクル発電プラントの負荷制御装置
US5388411A (en) * 1992-09-11 1995-02-14 General Electric Company Method of controlling seal steam source in a combined steam and gas turbine system
US6507126B1 (en) * 1999-09-11 2003-01-14 Robert Bosch Gmbh Method for load regulation in a thermal engine having a power generator
EP1347235A1 (de) * 2002-03-20 2003-09-24 Babcock Borsig Power Systems GmbH Verfahren und Anordnung zur Ermittlung einer Dampfmenge

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
PATENT ABSTRACTS OF JAPAN Bd. 008, Nr. 244 (M-337), 9. November 1984 (1984-11-09) & JP 59 122712 A (TOSHIBA KK), 16. Juli 1984 (1984-07-16) *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2007031535A3 (de) 2007-09-07
EP1764486A1 (de) 2007-03-21
EP1926889A2 (de) 2008-06-04
CN101268252A (zh) 2008-09-17
CN101268252B (zh) 2011-04-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1937943B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur bestimmung des lebensdauerverbrauchs einzelner bauteile einer fossil befeuerten energieerzeugungsanlage, insbesondere einer gud-anlage
EP1267229B1 (de) Steuer- und Regelverfahren und Regeleinrichtung zum An- oder Abfahren einer verfahrenstechnischen Komponente eines technischen Prozesses
DE3126331C2 (de)
DE102016116906A1 (de) Modell-basierte Charakterisierung der Druck/Last-Beziehung für die Laststeuerung eines Kraftwerks
WO2008003571A2 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbine sowie gasturbine zur durchführung des verfahrens
EP1766288B1 (de) Verfahren zum betrieb eines durchlaufdampferzeugers
EP2255076B1 (de) Verfahren zur regelung eines dampferzeugers und regelschaltung für einen dampferzeuger
CH703224B1 (de) Anordnung aus einem Gasturbinenmotor und einer Steuerung.
DE102005006008A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Niveauregelung bei Dampfkesseln des Trommeltyps
EP1301690B1 (de) Verfahren zur primärregelung einer kombinierten gas- und dampfturbinenanlage
CH658493A5 (de) Dampfturbinenkraftwerk sowie ein verfahren zu dessen betrieb.
WO2006097495A2 (de) Verfahren und vorrichtung zum bereitstellen einer regelleistung durch eine kombinierte gas- und dampfturbinenanlage
DE102014115726A1 (de) Dampftemperatursteuerung unter verwendung eines modellbasierten temperaturausgleichs
DE185600T1 (de) Kontrollsystem mit einem periodischen und differenzierten funktionsgenerator.
DE102016118414A1 (de) Vorsteuerung mit intermittierender Reinitialisierung auf Basis geschätzter Zustandsinformationen
EP1926889A2 (de) Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung
DE102010025916B4 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Ermittlung von Modellparametern zur Regelung eines Dampfkraftwerksblocks, Regeleinrichtung für einen Dampferzeuger und Computerprogrammprodukt
DE60217005T2 (de) Dampfgekühlte Gasturbine mit einem gleitenden Sollwert für den Hochdruckbypass
DE202017104978U1 (de) Systeme zur Verbesserung der Abschaltspülströmung in einem Gasturbinensystem
DE2320171A1 (de) Regelanlage fuer ein elektrisches kraftwerk
DE202017104979U1 (de) Systeme zur Verbesserung der Abschaltspülströmung in einem Gasturbinensystem
EP2886811A1 (de) Verfahren zur Regelung eines Kondensators ini einer thermischen Kreisprozessvorrichtung
EP3011144B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur regelung der eindüsung von wasser in den rauchgaskanal einer gas- und dampfturbinenanlage
EP1365110B1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich
EP2199580A1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Brennkraftmaschine

Legal Events

Date Code Title Description
REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2006793475

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2006793475

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200680034056.2

Country of ref document: CN

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2006793475

Country of ref document: EP