EP1365110A1 - Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich - Google Patents

Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich Download PDF

Info

Publication number
EP1365110A1
EP1365110A1 EP02011279A EP02011279A EP1365110A1 EP 1365110 A1 EP1365110 A1 EP 1365110A1 EP 02011279 A EP02011279 A EP 02011279A EP 02011279 A EP02011279 A EP 02011279A EP 1365110 A1 EP1365110 A1 EP 1365110A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
steam
carrying component
pressure
turbine
determined
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
EP02011279A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1365110B1 (de
Inventor
Thorsten Wolf
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Siemens Corp
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
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 AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Priority to EP02011279A priority Critical patent/EP1365110B1/de
Priority to AT02011279T priority patent/ATE420274T1/de
Priority to DK02011279T priority patent/DK1365110T3/da
Priority to DE50213199T priority patent/DE50213199D1/de
Priority to US10/440,410 priority patent/US6915635B2/en
Publication of EP1365110A1 publication Critical patent/EP1365110A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1365110B1 publication Critical patent/EP1365110B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F01D17/02—Arrangement of sensing elements
    • F01D17/08—Arrangement of sensing elements responsive to condition of working-fluid, e.g. pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
    • F01D19/02—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith dependent on temperature of component parts, e.g. of turbine-casing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/301—Pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/303—Temperature

Definitions

  • Plants for generating electrical energy are typically used for operation a certain power, the nominal power, so designed that optimum performance can be achieved when operating the system
  • Operating conditions of the numerous system components for example with regard to wear and tear Frictional forces and losses, noise, exhaust gas behavior and efficiency.
  • the problem mentioned occurs particularly in power plants great performance, which runs as steam power plants and which are equipped with a steam boiler, which one is operated in natural or forced circulation.
  • the above Power plants usually include thick-walled drums for steam separation.
  • the material is particularly important the steam separator drum if the load changes too quickly at risk due to the temperature gradients that occur, so that power plants of this type have been operating so far are designed in a fixed-pressure mode to pressure and / or Temperature fluctuations caused by the steam separator drum to avoid exposure.
  • the invention is therefore based on the object of an improved Method and an apparatus for operating a Steam power plant, particularly in the partial load range.
  • the invention is based on the consideration that in particular constant throttling in the partial load range Turbine valves and the associated loss of efficiency can be avoided if care is taken to ensure that in particular the tensions which arise in the material of the adjust the steam-carrying component, do not become too large, but at the same time the upper mechanical load limit of the Material of the steam-carrying component is used.
  • the method according to the invention is, inter alia, too big Safety distance of actually in the material of the steam-carrying Component prevailing mechanical stresses waived the maximum permissible mechanical stresses, in order to lose too much efficiency to avoid.
  • the inside and outside temperature the steam-carrying component can be achieved the spatial temperature distribution of the success according to the invention the steam-carrying component and then the reference voltage determine which one size for the current existing mechanical stresses in the material the steam-carrying component.
  • the material limit stress can be determined, which has an upper mechanical load limit of the steam-carrying Component describes.
  • mechanical engineering and / or materials science a number of methods for determining such Material limit stress, mostly the material used as well as the spatial design of the considered, under mechanical Tensions, component play a role.
  • the maximum permissible Vapor pressure determined which in the current operating state predominate in the steam-carrying component without excessive use and / or Damage must be feared. So it is going out from the upper load limit (material limit stress) corresponding maximum vapor pressure determined, see above that when the steam-carrying component is acted upon with this maximum vapor pressure no risk of damage to the steam-carrying component.
  • This maximum allowable Vapor pressure is then, for example, by means of a control device e.g. by means of a turbine regulator, at least the steam valve is actuated accordingly.
  • the internal pressure and the mentioned temperatures of the steam-carrying component continuously, measured cyclically, for example, described in step 4 of the method according to the invention.
  • Throttling the at least one steam valve temporarily compared to the prior art, where throttling during the entire operating time of the power plant is provided in the partial load range. This is particularly so therefore possible because of the ongoing measurements mentioned in all current operating conditions, the voltage relationships mentioned the steam-carrying component are known, so if the difference between the material limit stress and the comparative stress reduced, the throttling can be withdrawn since the result of reducing the difference mentioned Limit steam pressure setpoint increases, which means the withdrawal the throttling of the at least one steam valve allowed.
  • a steam power plant which comprises a thick-walled boiler, in sliding pressure operation with the turbine valves fully open and / or with a full application of the Steam turbine operated; compared to known methods from the prior art in particular permanent loss of efficiency during part-load operation as well as a special and complex design of the Turbine with a control device for partial loading avoided.
  • Such methods should also be used in the method according to the invention be included, in which those determined in steps 2 to 5 Sizes based on the respective geometry of the steam-carrying Component not only during the operation of the steam power plant be determined "online”, e.g. in advance Form of parameterized families of curves (at least the Internal pressure, the inside and outside temperature as parameters used) and then saved during operation the current parameter values at least for the internal pressure, the inside and outside temperature of the intervention on the steam valve from the curve groups mentioned above is derived.
  • the steam-carrying component is advantageously a steam separation drum.
  • the Steam turbine at least two turbine stages, in particular one high pressure and one low pressure stage.
  • Such steam turbines are used particularly in power plants greater power used in the process steam to utilize the energy contained in the steam turbine as well as possible.
  • step valve charged with steam
  • step valve is then connected with the steam valve in step 4 of the invention Proceedings set.
  • the invention comprises at least the steam turbine of the steam power plant two actuators for supplying steam to the turbine.
  • step 4 of the method according to the invention the limit steam pressure setpoint by setting both Valves accomplished, so that better control behavior the steam turbine with regard to the limit steam pressure setpoint to be set compared to setting just one valve is achieved.
  • a mathematical calculation can be carried out in a computer Model stored at least the steam-carrying component be, by means of which from the quantities measured in step 1 of the internal pressure, the internal and the external temperature the reference stress in the material (material) of the steam-carrying Component and its temporal course is calculated, which results from the pressure load, the temperature difference and possibly the actual spatial distribution of the mechanical stress in the material of the steam-carrying component.
  • a simulation can, for example, by means of a digital process can be realized, the aforementioned Sizes read in in a time step process and are processed.
  • the limit steam pressure setpoint can be determined, which is usually a turbine controller is supplied according to a control algorithm that adjusts the turbine valve (s).
  • Limit steam pressure setpoint and its course over time are determined be, for example, in the simulation calculation based on the measured internal pressure of the steam-carrying Component this current value of the internal pressure gradually is purely mathematically increased until the resultant (initially theoretical) reference stress the value of the material limit stress reached or at least comes close. The way The determined limit steam pressure setpoint can then be set so that no damage to the steam-carrying component must be feared.
  • the inside temperature can e.g. by direct measurement using one sensor or indirectly by deriving from another physical quantities (e.g. boiling state and pressure of the filling medium the steam-carrying component).
  • another physical quantities e.g. boiling state and pressure of the filling medium the steam-carrying component.
  • the steam-carrying component is advantageously a steam separation drum.
  • the steam turbine has at least two turbine stages, in particular a high pressure and a low pressure stage.
  • the steam turbine is advantageously at least by means of a step valve with steam, whereby by means of the step valve of at least one turbine step, especially the low pressure stage, steam can be supplied and wherein the at least one step valve in connection with the Steam valve is adjustable by means of the control stage.
  • the limit steam pressure setpoint by means of is particularly advantageous a simulation calculation.
  • the device according to the invention mentioned and its preferred Embodiments serve in particular for execution the previously described method according to the invention and all of its embodiments.
  • the figure shows a steam power plant 1, which is a steam turbine 5 and comprises at least one steam-carrying component 7.
  • the latter is formed in the present exemplary embodiment as a steam separator drum.
  • the generation of live steam for the steam turbine 5 is indicated through a heating surface H, by means of which a flow medium by the action of hot, for example Gas heated and fed as live steam to the steam turbine 5 is.
  • the steam turbine 5 has two turbine stages different Operating pressure on, namely a high pressure stage HD and a low pressure stage ND.
  • the steam turbine 5 is supplied with operating steam by means of a steam valve 10, in particular live steam.
  • a steam valve 10 for generation of electrical energy is the steam turbine 5
  • Steam power plant 1 coupled to a generator G via a shaft.
  • the steam-carrying component 7 in terms of amount exposed to large temperature gradients possibly due to the influence of the occurring mechanical stresses at risk.
  • the measured values measured by the named sensors are transmitted to a computer C, which has a computing level RS1, a comparison stage CS and a control stage RS2 includes.
  • a calculation program runs in the calculation stage RS1 by means of which of the above-mentioned measured values is a spatial temperature distribution the steam-carrying component and one Comparative voltage Vs is calculated, which is a parameter for the mechanical load on the steam-carrying component 7 is in the current operating state. From the field of mechanical engineering and / or materials science are several calculation methods known, especially so-called "voltage hypotheses".
  • the comparison voltage Vs determined by the computing stage RS1 and a material limit stress Mgs are applied to the comparison stage Passed to CS.
  • the material limit stress Mgs is a parameter for a maximum permissible mechanical load on the material (Material) of the vapor-carrying component 7 by mechanical Tensions. Quantitative values for such material limit stresses of the various for steam-carrying components Materials used can be found in particular in the literature material science and / or mechanical engineering.
  • the comparison voltage Vs with the material limit voltage Mgs shows that the comparison voltage Vs in a current Operating state is greater than the material limit stress Mgs, for example with a mechanical Overload and / or premature material fatigue steam-carrying component 7 must be counted, so comes across the comparison result mentioned in the control stage RS2 stored calculation algorithm, by means of which the current operating parameters of the steam-carrying Component 7, in particular from its measured internal pressure, their measured internal temperature and their measured Outside temperature, a limit steam pressure setpoint Gd determined becomes.
  • the limit steam pressure setpoint Gd is a measure of how high that in a current operating situation on the steam-carrying Component 7 acting vapor pressure may be maximum without an overload and / or damage to the steam-carrying Component 7 fear.
  • the limit steam pressure setpoint Gd can be determined, for example, in a simulation calculation become.
  • the limit steam pressure setpoint Gd is set by means of control stage RS2 the steam valve 10 and a possibly existing step valve 12 can be adjusted until approximately the calculated limit vapor pressure setpoint Gd is established.
  • the current value for the limit steam pressure setpoint Gd is dependent from the current operating state of the steam power plant, see above that especially when the transition processes subside in the event of a load change (e.g. the temperature difference subsides in the material of the steam-carrying component 7 at / after a load change) the value for the limit steam pressure setpoint Gd gradually increased.
  • the invention can be outlined as follows:
  • the internal pressure Pi, as well as the internal temperature Ti and in the external area the external temperature Ta be determined in at least one component 7 carrying steam.
  • the above-mentioned values now change, so that under certain circumstances the mechanical stresses which act on the steam-carrying component 7 become intolerably large. Therefore, a spatial temperature distribution and a comparison voltage Vs of the vapor-carrying component 7 are determined at least from the values Pi, Ti, Ta and compared with a material limit stress Mgs of the material of the vapor-carrying component 7.
  • the comparison voltage Vs is greater than the material limit voltage Mgs, where a limit steam pressure setpoint Gd is determined and at least one steam valve 10 is set such that the steam pressure on the steam-carrying component 7 corresponds approximately to this limit steam pressure setpoint Gd.
  • the method according to the invention results in an automatic reduction of the mentioned throttling, so that the efficiency of the steam power plant 1, in particular in the partial load range, is increased.
  • a device 2 according to the invention is used to carry out the method according to the invention.

Landscapes

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

Abstract

Es wird vorgeschlagen, dass während des Betriebs einer Dampfturbine (5) einer Dampfkraftanlage (1) in mindestens einer dampfführenden Komponente (7) der Innendruck (Pi), sowie die Innentemperatur (Ti) und in deren Außenbereich die Außentemperatur (Ta) ermittelt werden. Infolge einer Änderung des Betriebszustands, insbesondere bei einer Laständerung, verändern sich nun die o.g. Werte, so dass unter Umständen die mechanischen Spannungen, die dabei auf die dampfführende Komponente (7) einwirken, untolerierbar groß werden. Daher wird aus den o.g. Werten (Pi,Ti,Ta) eine räumliche Temperaturverteilung sowie eine Vergleichsspannung (Vs) der dampfführenden Komponente (7) ermittelt und mit einer Materialgrenzspannung (Mgs) verglichen. Falls die Vergleichsspannung (Vs) größer ist als die Materialgrenzspannung (Mgs), so wird ein Grenzdampfdrucksollwert (Gd) ermittelt und mindestens ein Dampfventil (10) derart eingestellt, dass der Dampfdruck auf die dampfführende Komponente (7) etwa diesem Grenzdampfdrucksollwert (Gd) entspricht. Mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens ergibt sich eine automatische Reduzierung der genannten Androsselung, so dass der Wirkungsgrad der Dampfkraftanlage (1), insbesondere im Teillastbereich, erhöht ist. Eine erfindungsgemäße Vorrichtung (2) dient zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens. <IMAGE>

Description

Anlagen zum Erzeugen von elektrischer Energie, insbesondere Dampfkraftwerke, werden üblicherweise für einen Betrieb mit einer bestimmten Leistung, der Nennleistung, ausgelegt, so dass sich beim Betrieb der Anlage mit dieser Leistung optimale Betriebsbedingungen der zahlreichen Anlagenkomponenten ergeben, beispielsweise im Hinblick auf Verschleiß, auftretende Reibungskräfte und -Verluste, Geräuschentwicklung, Abgasverhalten und Wirkungsgrad.
Bei bekannten Kraftwerksanlagen besteht oftmals das Problem, dass anforderungsbedingte Laständerungen während des Betriebs der Kraftwerksanlage nicht beliebig schnell durchgeführt werden können. Beispielsweise ist die Laständerungsgeschwindigkeit von Dampfkraftwerken durch die sich in einer oder mehreren Kraftwerkskomponenten einstellenden Temperaturveränderungen infolge einer Laständerung beschränkt, insbesondere durch die Temperaturveränderungen in dickwandigen Anlagenkomponenten, bei welchem die genannten Temperatureffekte besonders deutlich ausgeprägt sind . Derartige Temperaturveränderungen wirken sich u.a. deswegen nachteilig auf eine gewünschte möglichst hohe Laständerungsgeschwindigkeit aus, da die auftretenden Temperaturgradienten zusätzlich zu den in der oder den betroffenen Anlagenkomponenten vorherrschenden, beispielsweise im Betrieb verursachten, mechanischen Spannungen weitere mechanische Spannungen im Material, aus welchem die Anlagenkomponente gefertigt ist, erzeugen. Diese zusätzlichen Spannungen, verursacht durch die genannten Temperaturgradienten, tragen zur Ermüdung des Werkstoffs bei, so dass dessen Festigkeit abnehmen kann oder auch eine Beschädigung der Anlagenkomponente zu befürchten ist.
Das genannte Problem tritt insbesondere bei Kraftwerksanlagen großer Leistung auf, welche als Dampfkraftwerke ausgeführt sind und welche mit einem Dampfkessel ausgerüstet sind, welcher im Natur- oder Zwangsumlauf betrieben wird. Die genannten Kraftwerksanlagen umfassen in der Regel dickwandige Trommeln zur Dampfabscheidung. Dabei ist insbesondere das Material der Dampfabscheidetrommel bei einer zu schnellen Laständerung infolge der dabei auftretenden Temperaturgradienten gefährdet, so dass bisher derartige Kraftwerksanlagen zum Betrieb in Festdruck-Fahrweise ausgelegt sind, um Druckund/oder Temperaturschwankungen, welchen die Dampfabscheidetrommel ausgesetzt ist, zu vermeiden. Derartige aus dem Stand der Technik bekannte Kraftwerksanlagen werden daher im Teillastbereich mittels einer Androsselung der Turbinenventile und/oder durch eine nur teilweise Beaufschlagung einer ersten Turbinenstufe mit Betriebsdampf betrieben, so dass dadurch die Druckverhältnisse im Teillastbereich vergleichbar sind mit den Druckverhältnissen im Nennlastbereich und sich so die gewünschte Festdruck-Fahrweise ergibt.
Eine derartige Androsselung der Turbinenventile, welche während der gesamten Betriebszeit im Teillastbereich notwendig ist, bedingt einen nennenswerten Wirkungsgradverlust der Kraftwerksanlage verglichen mit dem erzielbaren Wirkungsgrad dieser Anlage im Nennlastbereich.
Wenn die erste Turbinenstufe für einen Betrieb der Kraftwerksanlage im Teillastbereich nur mit einem Teil des Betriebsdampfes beaufschlagt wird (teilweise Beaufschlagung), so erfordert dies eine besondere und aufwendige Bauweise der Turbine, bei welcher dann eine Regeleinrichtung, beispielsweise ein Regelrad, vorhanden sein muss, um die Möglichkeit einer Teilbeaufschlagung zu realisieren. Eine derartige Bauweise der Turbine ist konstruktiv sehr aufwendig und oftmals betriebstechnisch anfällig.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Verfahren sowie eine Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich, anzugeben.
Dabei sollen insbesondere die genannten Nachteile aus dem Stand der Technik überwunden werden, wie z.B. der dabei auftretende erhebliche Wirkungsgradverlust.
Bezüglich des Verfahrens wird die Aufgabe erfindungsgemäß gelöst durch ein Verfahren zum Betrieb einer Dampfkraftanlage mit mindestens einer Dampfturbine, wobei die Dampfkraftanlage mindestens eine dampfführende Komponente aufweist und die Dampfturbine mittels mindestens eines Dampfventils mit Dampf, insbesondere mit Frischdampf, beaufschlagt wird, mit folgenden Schritten:
  • 1. Während des Betriebs der Dampfkraftanlage werden mindestens ein Innendruck sowie mindestens eine Innen- und mindestens eine Außentemperatur der dampfführenden Komponente ermittelt.
  • 2. Aus der mindestens einen Innen- und der mindestens einen Außentemperatur wird eine räumliche Verteilung der Temperatur der dampfführenden Komponente ermittelt.
  • 3. Aus dem Innendruck, und der räumlichen Verteilung der Temperatur wird eine Vergleichsspannung ermittelt, welche die mechanische Spannung beschreibt, welcher die dampfführende Komponente im aktuellen Betriebszustand unterliegt.
  • 4. Die Vergleichsspannung wird verglichen mit einer Materialgrenzspannung, welche eine obere Grenze für die mechanische Belastbarkeit der dampfführenden Komponente beschreibt, und
  • 5. Falls die Vergleichsspannung größer ist als die Materialgrenzspannung, wird ein Grenzdampfdrucksollwert ermittelt, welcher einen maximal zulässigen Dampfdruck beschreibt, mittels welchem die dampfführende Komponente im aktuellen Betriebszustand ohne Schadensrisiko beaufschlagbar ist, und das mindestens eine Dampfventil derart eingestellt, dass der von der Dampfturbine an die dampfführende Komponente gelieferte Dampf mit einem Druck auf die dampfführende Komponente einwirkt, welcher etwa dem Grenzdampfdrucksollwert entspricht.
    • Die Erfindung geht dabei von der Überlegung aus, dass insbesondere im Teillastbereich eine ständige Androsselung der Turbinenventile und der damit verbundene Wirkungsgradverlust vermieden werden kann, wenn dafür Sorge getragen wird, dass insbesondere die Spannungen, welche sich im Material der dampfführenden Komponente einstellen, nicht zu groß werden, aber gleichzeitig die obere mechanische Belastungsgrenze des Materials der dampfführenden Komponente ausgenutzt wird. Beim erfindungsgemäßen Verfahren wird also u.a. auf einen zu großen Sicherheitsabstand der tatsächlich im Material der dampfführenden Komponente vorherrschenden mechanischen Spannungen von den maximal zulässigen mechanischen Spannungen verzichtet, um dadurch insbesondere einen zu großen Wirkungsgradverlust zu vermeiden.
    Aus den Messungen des Innendrucks, der Innen- und Außentemperatur der dampfführenden Komponente lässt sich zur Erreichung des erfindungsgemäßen Erfolgs die räumliche Temperaturverteilung der dampfführenden Komponente und anschließend die Vergleichsspannung ermitteln, welche eine Größe für die aktuell vorliegenden mechanischen Spannungen im Material (Werkstoff) der dampfführenden Komponente ist.
    Ausgehend von dem Werkstoff, aus welchem die dampfführende Komponente hergestellt ist, und der Geometrie der dampfführenden Komponente ist die Materialgrenzspannung bestimmbar, welche eine obere mechanische Belastungsgrenze der dampfführenden Komponente beschreibt. In der einschlägigen Fachliteratur des Maschinenbaus und/oder der Werkstoffkunde finden sich eine Reihe von Methoden zur Bestimmung einer derartigen Materialgrenzspannung, wobei meist der verwendete Werkstoff sowie die räumliche Ausgestaltung des betrachteten, unter mechanischen Spannungen stehenden, Bauteils eine Rolle spielen.
    Wenn nun beim erfindungsgemäßen Verfahren festgestellt wird, dass die obere mechanische Belastungsgrenze der dampfführenden Komponente überschritten ist, so wird der maximal zulässige Dampfdruck ermittelt, welcher im aktuellen Betriebszustand maximal in der dampfführenden Komponente vorherrschen darf, ohne dass eine übermäßige Beanspruchung und/oder eine Beschädigung befürchtet werden muss. Es wird also ausgehend von der oberen Belastungsgrenze (Materialgrenzspannung) ein dazu korrespondierender maximaler Dampfdruck ermittelt, so dass bei einer Beaufschlagung der dampfführenden Komponente mit diesem maximalen Dampfdruck kein Schadensrisiko für die dampfführende Komponente besteht. Dieser maximal zulässige Dampfdruck wird dann beispielsweise mittels einer Regelungseinrichtung z.B. mittels eines Turbinenreglers, eingestellt, wobei mindestens das Dampfventil entsprechend betätigt wird.
    Da beim erfindungsgemäßen Verfahren bevorzugt während des gesamten Betriebs der Dampfkraftanlage der Innendruck und die genannten Temperaturen der dampfführenden Komponente laufend, beispielsweise zyklisch, gemessen werden, ist die erfindungsgemäße, im Schritt 4 des erfindungsgemäßen Verfahrens beschriebene. Androsselung des mindestens einen Dampfventils vorübergehend im Vergleich zum Stand der Technik, wo eine Androsselung während der gesamten Betriebszeit der Kraftwerksanlage im Teillastbereich vorgesehen ist. Dies ist insbesondere deshalb möglich, da wegen der genannten laufenden Messungen in jedem aktuellen Betriebszustand die genannten Spannungsverhältnisse der dampfführenden Komponente bekannt sind, so dass, wenn sich während des Betriebs die Differenz zwischen der Materialgrenzspannung und der Vergleichspannung verringert, die Androsselung zurück genommen werden kann, da der sich bei einer Verringerung der genannten Differenz ergebende Grenzdampfdrucksollwert steigt, was die genannte Rücknahme der Androsselung des mindestens einen Dampfventils erlaubt.
    Zusammenfassend lässt sich sagen, dass beim erfindungsgemäßen Verfahren die Androsselung der Turbinenventile vorübergehend ist und entsprechend den sich ausgleichenden Temperaturen, welche von den Messungen im Schritt 1 erfasst sind, zurückgenommen wird.
    Mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens kann beispielsweise eine Dampfkraftanlage, welche einen dickwandigen Kessel umfasst, im Gleitdruckbetrieb mit vollständig geöffneten Turbinenventilen und/oder mit einer vollen Beaufschlagung der Dampfturbine betrieben werden; im Vergleich zu bekannten Verfahren aus dem Stand der Technik werden dabei insbesondere permanente Wirkungsgradverluste während eines Teillastbetriebs sowie eine besondere und aufwendige Ausgestaltung der Turbine mit einer Regeleinrichtung für Teilbeaufschlagung vermieden.
    Vom erfindungsgemäßen Verfahren sollen auch solche Verfahren umfasst sein, bei denen die in den Schritten 2 bis 5 ermittelten Größen anhand der jeweiligen Geometrie der dampfführenden Komponente nicht erst während des Betriebs der Dampfkraftanlage "online" ermittelt werden, sondern z.B. vorab in Form von parametrisierten Kurvenscharen (wobei zumindest der Innendruck, die Innen- und die Außentemperatur als Parameter verwendet sind) gespeichert und dann während des Betriebs anhand der aktuellen Parameterwerte mindestens für den Innendruck, die Innen-, sowie der Außentemperatur der Stelleingriff auf das Dampfventil aus den oben genannten Kurvenscharen abgeleitet wird.
    Vorteilhaft ist die dampfführende Komponente eine Dampfabscheidetrommel.
    Bei dieser Ausführungsform der Erfindung sind die Vorteile des erfindungsgemäßen Verfahren besonders gut nutzbar, da Dampfabscheidetrommeln, insbesondere von Kraftwerksanlagen hoher Leistung, dickwandig ausgeführt sind, was bei einer Laständerung zu besonders großen mechanischen Spannungen infolge der sich ergebenden Temperaturdifferenzen in den dicken Wänden der Dampfabscheidetrommel führt. Diese Spannungen werden mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens, insbesondere zu Beginn eines Laständerungsvorgangs, dadurch vermieden, dass eine große Androsselung des mindestens einen Dampfventils eingestellt wird, welche aber im Folgenden mit den sich reduzierenden Spannungen infolge der sich ausgleichenden Temperaturen automatisch zurückgenommen wird.
    In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung weist die Dampfturbine mindestens zwei Turbinenstufen auf, insbesondere eine Hochdruck- und eine Niederdruckstufe.
    Derartige Dampfturbinen werden insbesondere bei Kraftwerksanlagen größerer Leistung eingesetzt, um die im Betriebsdampf der Dampfturbine enthaltene Energie möglichst gut auszunutzen.
    Wird eine derartige Dampfturbine eingesetzt, so wird diese weiterhin vorteilhaft mittels mindestens eines Stufenventils mit Dampf beaufschlagt, wobei mittels des Stufenventils mindestens einer Turbinenstufe Dampf zuleitbar ist, insbesondere der Niederdruckstufe. Dieses Stufenventil wird dann in Verbindung mit dem Dampfventil in Schritt 4 des erfindungsgemäßen Verfahrens eingestellt. Bei dieser Ausführungsform der Erfindung umfasst die Dampfturbine der Dampfkraftanlage mindestens zwei Stellorgane zur Zuleitung von Dampf an die Turbine. Im Schritt 4 des erfindungsgemäßen Verfahrens wird nun der Grenzdampfdrucksollwert mittels der Einstellung beider Ventile bewerkstelligt, so dass ein besseres Regelverhalten der Dampfturbine hinsichtlich des einzustellenden Grenzdampfdrucksollwerts im Vergleich zur Einstellung nur eines Ventils erreicht wird.
    In einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird der Grenzdampfdrucksollwert mittels einer Simulationsrechnung ermittelt.
    Dabei kann beispielsweise in einem Rechner ein mathematisches Modell mindestens der dampfführenden Komponente abgespeichert sein, mittels welchem aus den in Schritt 1 gemessenen Größen des Innendrucks, der Innen- und der Außentemperatur die Vergleichsspannung im Material (Werkstoff) der dampfführenden Komponente sowie deren zeitlicher Verlauf berechnet wird, welche sich ergibt aus der Druckbelastung, der Temperaturdifferenz und ggf. der tatsächlichen räumlichen Verteilung der mechanischen Spannung im Material der dampfführenden Komponente. Eine derartige Simulation kann beispielsweise mittels eines digitalen Verfahrens realisiert werden, wobei die genannten Größen in einem Zeitschrittverfahren eingelesen und verarbeitet werden. In der genannten Simulation kann weiterhin, beispielsweise mittels des genannten mathematischen Modells der dampfführenden Komponente, der Grenzdampfdrucksollwert ermittelt werden, welcher üblicherweise einem Turbinenregler zugeführt wird, der entsprechend eines Regelalgorithmus das oder die Turbinenventile einstellt.
    Dabei kann beispielsweise mittels des mathematischen Modells der dampfführenden Komponente rechnerisch der benötigte Grenzdampfdrucksollwert sowie dessen zeitlicher Verlauf ermittelt werden, indem beispielsweise in der Simulationsrechnung ausgehend vom gemessenen Innendruck der dampfführenden Komponente dieser aktuelle Wert des Innendrucks schrittweise rein rechnerisch erhöht wird, bis die sich dabei ergebende (zunächst theoretische) Vergleichsspannung den Wert der Materialgrenzspannung erreicht oder zumindest nahe kommt. Der so ermittelte Grenzdampfdrucksollwert kann dann eingestellt werden, so dass keine Beschädigung der dampfführenden Komponente befürchtet werden muss.
    Bezüglich der Vorrichtung wird die Aufgabe erfindungsgemäß gelöst durch eine Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage mit mindestens einer Dampfturbine, wobei die Dampfkraftanlage mindestens eine dampfführende Komponente aufweist und die Dampfturbine mittels mindestens eines Dampfventils mit Dampf, insbesondere mit Frischdampf, beaufschlagbar ist, umfassend folgende Komponenten:
    • ein Innendrucksensor, mittels welchem der Druck innerhalb der dampfführenden Komponente ermittelbar ist,
    • Mittel zur Ermittlung der Temperatur innerhalb der dampfführenden Komponente,
    • ein Außentemperatursensor, mittels welchem die Temperatur im Außenbereich der dampfführenden Komponente ermittelbar ist,
    • eine Rechenstufe, welcher die ermittelten Werte des Innendrucks, sowie der Innen- und Außentemperatur zugeführt sind und mittels welcher eine räumliche Verteilung der Temperatur der dampfführenden Komponente sowie eine Vergleichsspannung ermittelbar ist, welch die mechanische Spannung beschreibt, welcher die dampfführende Komponente im aktuellen Betriebszustand unterliegt,
    • eine Vergleichsstufe, mittels welcher die Vergleichsspannung vergleichbar ist mit einer Materialgrenzspannung, welche eine obere Grenze für die mechanische Belastbarkeit der dampfführenden Komponente beschreibt, und
    • eine Regelstufe, mittels welcher falls die Vergleichsspannung größer ist als die Materialgrenzspannung, ein Grenzdampfdrucksollwert ermittelbar ist, welcher einen maximal zulässigen Dampfdruck beschreibt, mittels welchem die dampfführende Komponente im aktuellen Betriebszustand ohne Schadensrisiko beaufschlagbar ist, und mittels welcher das mindestens eine Dampfventil derart einstellbar ist, dass der von der Dampfturbine an die dampfführende Komponente gelieferte Dampf mit einem Druck auf die dampfführende Komponente einwirkt, welcher etwa dem Grenzdampfdrucksollwert entspricht.
    Die Innentemperatur kann z.B. durch direkte Messung mittels eines Sensors oder indirekt mittels Ableitung aus anderen physikalischen Größen (z.B. Siedezustand und Druck des Füllmediums der dampfführenden Komponente).
    Vorteilhaft ist die dampfführende Komponente eine Dampfabscheidetrommel.
    In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung weist die Dampfturbine mindestens zwei Turbinenstufen auf, insbesondere eine Hochdruck- und eine Niederdruckstufe.
    Dabei ist die Dampfturbine vorteilhaft weiterhin mittels mindestens eines Stufenventils mit Dampf beaufschlagbar, wobei mittels des Stufenventils mindestens einer Turbinenstufe, insbesondere der Niederdruckstufe, Dampf zuleitbar ist und wobei das mindestens eine Stufenventil in Verbindung mit dem Dampfventil mittels der Regelstufe einstellbar ist.
    Besonders vorteilhaft ist der Grenzdampfdrucksollwert mittels einer Simulationsrechnung ermittelt.
    Die genannte erfindungsgemäße Vorrichtung sowie deren bevorzugte Ausführungsformen dienen insbesondere zur Ausführung des vorher beschriebenen erfindungsgemäßen Verfahrens und all seiner Ausführungsformen.
    Alle im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Verfahren dargestellten Ausführungen und Erläuterungen sind ohne Weiteres in analoger Weise auf die erfindungsgemäße Vorrichtung übertragbar und werden hier nicht wiederholt.
    Im Folgenden wird ein Ausführungsbeispiel der Erfindung näher dargestellt.
    Die Figur zeigt eine Dampfkraftanlage 1, welche eine Dampfturbine 5 und mindestens eine dampfführende Komponente 7 umfasst. Letztere ist im vorliegenden Ausführungsbeispiel ausgebildet als Dampfabscheidetrommel.
    In der schematischen Darstellung der Figur sind keine Einzelheiten der Dampferzeugung gezeichnet, insbesondere wurde auf eine detaillierte Darstellung der Dampferzeugung mit einem Dampfkessel und weiterer Komponenten verzichtet.
    Die Erzeugung von Frischdampf für die Dampfturbine 5 ist angedeutet durch eine Heizfläche H, mittels welcher ein Strömungsmedium durch die Einwirkung beispielsweise von heißem Gas aufgeheizt und als Frischdampf der Dampfturbine 5 zuleitbar ist.
    Die Dampfturbine 5 weist zwei Turbinenstufen unterschiedlichen Betriebsdrucks auf, nämlich eine Hochdruckstufe HD und eine Niederdruckstufe ND.
    Mittels eines Dampfventils 10 wird der Dampfturbine 5 Betriebsdampf, insbesondere Frischdampf, zugeführt. Zur Erzeugung von elektrischer Energie ist die Dampfturbine 5 der Dampfkraftanlage 1 über eine Welle an einen Generator G gekoppelt.
    Insbesondere bei einer Laständerung während des Betriebs der Dampfkraftanlage ist die dampfführende Komponente 7 einem betragsmäßig großem Temperaturgradienten ausgesetzt und ist möglicherweise durch eine Einwirkung der dabei auftretenden mechanischen Spannungen gefährdet.
    Um einerseits eine Überbeanspruchung von Anlagenkomponenten der Dampfkraftanlage, insbesondere der dampfführenden Komponente 7, zu vermeiden und um andererseits einen möglichst großen Wirkungsgrad der Dampfkraftanlage 1 auch während eines Übergangs auf Teillastbetrieb und im Teillastbetrieb sicher zu stellen, ist eine erfindungsgemäße Vorrichtung 2 vorgesehen.
    Diese umfasst einen im Inneren der dampfführenden Komponente 7 angeordneten Drucksensor SPi, sowie einen ebenfalls in ihrem Inneren angeordneten Temperatursensor STi und einen im Außenbereich der dampfführenden Komponente 7 angeordneten Temperatursensor STa.
    Mittels der genannten Sensoren wird der im Inneren der dampfführenden Komponente herrschenden Innendruck, die Innentemperatur, sowie die Temperatur im Außenbereich der dampfführenden Komponente 7 gemessen. Diese Messwerte lassen einen Rückschluss auf die mechanische Belastung des Materials der dampfführenden Komponente 7 in einem aktuellen Betriebszustand zu. Die von den genannten Sensoren gemessenen Messwerte werden an einen Rechner C übermittelt, welcher eine Rechenstufe RS1, eine Vergleichsstufe CS sowie eine Regelstufe RS2 umfasst.
    In der Rechenstufe RS1 läuft ein Berechnungsprogramm ab, mittels welchem aus den genannten Messwerten eine räumliche Temperaturverteilung der dampfführenden Komponente sowie eine Vergleichsspannung Vs berechnet wird, welche eine Kenngröße für die mechanische Belastung der dampfführenden Komponente 7 im aktuellen Betriebszustand ist. Aus dem Bereich des Maschinenbaus und/oder der Werkstoffkunde sind dazu mehrere Berechnungsmethoden bekannt, insbesondere so genannte "Spannungshypothesen".
    Die von der Rechenstufe RS1 ermittelte Vergleichsspannung Vs und eine Materialgrenzspannung Mgs werden an die Vergleichsstufe CS übergeben.
    Die Materialgrenzspannung Mgs ist dabei eine Kenngröße für eine maximal zulässige mechanische Belastung des Materials (Werkstoffs) der dampfführenden Komponente 7 durch mechanische Spannungen. Quantitative Werte für derartige Materialgrenzspannungen der verschiedenen für dampfführende Komponenten verwendeten Werkstoffe können insbesondere aus der Literatur zur Werkstoffkunde und/oder Maschinenbau ermittelt werden.
    Falls ein durch die Vergleichsstufe CS durchgeführter Vergleich der Vergleichsspannung Vs mit der Materialgrenzspannung Mgs ergibt, dass die Vergleichsspannung Vs in einem aktuellen Betriebszustand größer ist als die Materialgrenzspannung Mgs, dass also beispielsweise mit einer mechanischen Überlastung und/oder frühzeitigen Materialermüdungen der dampfführenden Komponente 7 gerechnet werden muss, so stößt das genannte Vergleichsergebnis einen in der Regelstufe RS2 gespeicherten Berechnungsalgorithmus an, mittels welchem aus den aktuell vorliegenden Betriebskenngrößen der dampfführenden Komponente 7, insbesondere aus deren gemessenem Innendruck, deren gemessener Innentemperatur sowie deren gemessener Außentemperatur, ein Grenzdampfdrucksollwert Gd ermittelt wird.
    Der Grenzdampfdrucksollwert Gd ist ein Maß dafür, wie hoch der in einer aktuellen Betriebssituation auf die dampfführende Komponente 7 einwirkende Dampfdruck maximal sein darf, ohne eine Überlastung und/oder Beschädigung der dampfführenden Komponente 7 befürchten zu müssen. Der Grenzdampfdrucksollwert Gd kann beispielsweise in einer Simulationsrechnung ermittelt werden.
    Der Grenzdampfdrucksollwert Gd wird eingestellt, indem mittels der Regelstufe RS2 das Dampfventil 10 sowie ein ggf. vorhandenes Stufenventil 12 derart eingestellt werden, bis sich in etwa der berechnete Grenzdampfdrucksollwert Gd einstellt.
    Der aktuelle Wert für den Grenzdampfdrucksollwert Gd ist abhängig vom aktuellen Betriebszustand der Dampfkraftanlage, so dass sich insbesondere beim Abklingen der Übergangsvorgänge bei einer Laständerung (beispielsweise das Abklingen der Temperaturdifferenz im Werkstoff der dampfführenden Komponente 7 bei/nach einer Laständerung) der Wert für den Grenzdampfdrucksollwert Gd allmählich erhöht.
    Dies bedeutet, dass die zunächst wegen der zu Beginn der Laständerung auftretenden hohen Spannungen eingestellte hohe Androsselung der Turbinenventile 10 und 12 (infolge des in dieser aktuellen Betriebssituation berechneten niedrigen Ausgangswert für den Grenzdampfdrucksollwert Gd) automatisch (allmählich) wieder zurückgenommen wird, da - wie bereits erwähnt - der Grenzdampfdrucksollwert Gd sich beim Vorgang der Laständerung und danach infolge der sich abbauenden Temperaturspannungen im Material der dampfführenden Komponente 7 erhöht, die Druckbelastung der dampfführenden Komponente 7 daher ebenfalls erhöht werden kann und deshalb die Androsselung der Turbinenventile 10 und 12 zurückgenommen wird.
    In dieser nur temporären Androsselung der Turbinenventile 10 und 12, insbesondere während und/oder nach einer Laständerung der Dampfkraftanlage 1, liegt ein wichtiger Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens sowie der Vorrichtung, welcher im Vergleich zum Stand der Technik einen erhöhten Wirkungsgrad während des Betriebs der Dampfkraftanlage 1 erlaubt.
    Zusammengefasst lässt sich die Erfindung folgendermaßen umreißen:
    Es wird vorgeschlagen, dass während des Betriebs einer Dampfturbine 5 einer Dampfkraftanlage 1 in mindestens einer dampfführenden Komponente 7 der Innendruck Pi, sowie die Innentemperatur Ti und in deren Außenbereich die Außentemperatur Ta ermittelt werden. Infolge einer Änderung des Betriebszustands, insbesondere bei einer Laständerung, verändern sich nun die o.g. Werte, so dass unter Umständen die mechanischen Spannungen, die dabei auf die dampfführende Komponente 7 einwirken, untolerierbar groß werden.
    Daher wird mindestens aus den Werten Pi, Ti, Ta eine räumliche Temperaturverteilung sowie eine Vergleichsspannung Vs der dampfführenden Komponente 7 ermittelt und mit einer Materialgrenzspannung Mgs des Werkstoffs der dampfführenden Komponente 7 verglichen.
    Falls die Vergleichsspannung Vs größer ist als die Materialgrenzspannung Mgs, wo wird ein Grenzdampfdrucksollwert Gd ermittelt und mindestens ein Dampfventil 10 derart eingestellt, dass der Dampfdruck auf die dampfführende Komponente 7 etwa diesem Grenzdampfdrucksollwert Gd entspricht.
    Mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens ergibt sich eine automatische Reduzierung der genannten Androsselung, so dass der Wirkungsgrad der Dampfkraftanlage 1, insbesondere im Teillastbereich, erhöht ist.
    Eine erfindungsgemäße Vorrichtung 2 dient zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.

    Claims (10)

    1. Verfahren zum Betrieb einer Dampfkraftanlage (1) mit mindestens einer Dampfturbine (5), wobei die Dampfkraftanlage (1) mindestens eine dampfführende Komponente (7) aufweist und die Dampfturbine (5) mittels mindestens eines Dampfventils (10) mit Dampf, insbesondere mit Frischdampf, beaufschlagt wird,
      gekennzeichnet durch folgende Schritte:
      a) während des Betriebs der Dampfkraftanlage (1) werden mindestens ein Innendruck (Pi) sowie mindestens eine Innen-(Ti) und mindestens eine Außentemperatur (Ta) der dampfführenden Komponente (7) ermittelt,
      b) aus der mindestens einen Innen- und der mindestens einen Außentemperatur wird eine räumliche Verteilung der Temperatur der dampfführenden Komponente ermittelt.
      c) aus dem Innendruck (Pi), der Innen- (Ti) und Außentemperatur (Ta) wird eine Vergleichsspannung (Vs) ermittelt, welche die mechanische Spannung beschreibt, welcher die dampfführende Komponente (7) im aktuellen Betriebszustand unterliegt,
      d) die Vergleichsspannung (Vs) wird verglichen mit einer Materialgrenzspannung (Mgs), welche eine obere Grenze für die mechanische Belastbarkeit der dampfführenden Komponente (7) beschreibt,
      e) falls die Vergleichsspannung (Vs) größer ist als die Materialgrenzspannung (Mgs), wird ein Grenzdampfdrucksollwert (Gd) ermittelt, welcher einen maximal zulässigen Dampfdruck beschreibt, mittels welchem die dampfführende Komponente (7) im aktuellen Betriebszustand ohne Schadensrisiko beaufschlagbar ist, und das mindestens eine Dampfventil (10) derart eingestellt, dass der von der Dampfturbine (5) an die dampfführende Komponente (7) gelieferte Dampf mit einem Druck auf die dampfführende Komponente (7) einwirkt, welcher etwa dem Grenzdampfdrucksollwert (Gd) entspricht.
    2. Verfahren nach Anspruch 1,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die dampfführende Komponente (7) eine Dampfabscheidetrommel ist.
    3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die Dampfturbine (5) mindestens zwei Turbinenstufen, insbesondere eine Hochdruck- (HD) und eine Niederdruckstufe (ND), aufweist.
    4. Verfahren nach Anspruch 3,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die Dampfturbine (5) weiterhin mittels mindestens eines Stufenventils (12), mittels welchem mindestens einer Turbinenstufe, insbesondere der Niederdruckstufe (ND), Dampf zuleitbar ist, mit Dampf beaufschlagt wird und das mindestens eine Stufenventil (12) in Verbindung mit dem Dampfventil (10) in Schritt d) eingestellt wird.
    5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      der Grenzdampfdrucksollwert (Gd) mittels einer Simulationsrechnung ermittelt wird.
    6. Vorrichtung (2)zum Betrieb einer Dampfkraftanlage (1) mit mindestens einer Dampfturbine (5), wobei die Dampfkraftanlage (1) mindestens eine dampfführende Komponente (7) aufweist und die Dampfturbine (5) mittels mindestens eines Dampfventils (10) mit Dampf, insbesondere mit Frischdampf, beaufschlagbar ist,
      gekennzeichnet durch
      einen Innendrucksensor (SPi), mittels welchem der Druck (Pi) innerhalb der dampfführenden Komponente (7) ermittelbar ist,
      Mittel (STi) zur Ermittlung einer Innentemperatur (Ti) der dampfführenden Komponente (7),
      einen Außentemperatursensor (STa), mittels welchem die Temperatur (Ta) im Außenbereich der dampfführenden Komponente (7) ermittelbar ist,
      eine Rechenstufe (RS1), welcher die ermittelten Werte des Innendrucks (Pi), sowie der Innen- (Ti) und Außentemperatur (Ta)zugeführt sind und mittels welcher eine räumliche Verteilung der Temperatur der dampfführenden Komponente sowie eine Vergleichsspannung (Vs) ermittelbar ist, welche die mechanische Spannung beschreibt, welcher die dampfführende Komponente (7) im aktuellen Betriebszustand unterliegt,
      eine Vergleichsstufe (CS), mittels welcher die Vergleichsspannung (Vs) vergleichbar ist mit einer Materialgrenzspannung (Mgs), welche eine obere Grenze für die mechanische Belastbarkeit der dampfführenden Komponente (7) beschreibt, und
      eine Regelstufe (RS2), mittels welcher, falls die Vergleichsspannung (Vs) größer ist als die Materialgrenzspannung (Mgs), ein Grenzdampfdrucksollwert (Gd) ermittelbar ist, welcher einen maximal zulässigen Dampfdruck beschreibt, mittels welchem die dampfführende Komponente (7) im aktuellen Betriebszustand ohne Schadensrisiko beaufschlagbar ist, und mittels welcher das mindestens eine Dampfventil (10) derart einstellbar ist, dass der von der Dampfturbine (5) an die dampfführende Komponente (7) gelieferte Dampf mit einem Druck auf die dampfführende Komponente (7) einwirkt, welcher etwa dem Grenzdampfdrucksollwert (Gd) entspricht.
    7. Vorrichtung (2) nach Anspruch 6,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die dampfführende Komponente (7) eine Dampfabscheidetrommel ist.
    8. Vorrichtung (2) nach Anspruch 6 oder 7,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die Dampfturbine (5) mindestens zwei Turbinenstufen, insbesondere eine Hochdruck- (HD) und eine Niederdruckstufe (ND), aufweist.
    9. Vorrichtung (2) nach Anspruch 8,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      die Dampfturbine (5) weiterhin mittels mindestens eines Stufenventils (12), mittels welchem mindestens einer Turbinenstufe, insbesondere der Niederdruckstufe (ND), Dampf zuleitbar ist, mit Dampf beaufschlagbar ist und das mindestens eine Stufenventil (12) in Verbindung mit dem Dampfventil (10) mittels der Regelstufe (RS2) einstellbar ist.
    10. Vorrichtung (2) nach einem der Ansprüche 6 bis 9,
      dadurch gekennzeichnet, dass
      der Grenzdampfdrucksollwert (Gd) mittels einer Simulationsrechnung ermittelt ist.
    EP02011279A 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich Expired - Lifetime EP1365110B1 (de)

    Priority Applications (5)

    Application Number Priority Date Filing Date Title
    EP02011279A EP1365110B1 (de) 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich
    AT02011279T ATE420274T1 (de) 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und vorrichtung zum betrieb einer dampfkraftanlage, insbesondere im teillastbereich
    DK02011279T DK1365110T3 (da) 2002-05-22 2002-05-22 Fremgangsmåde og apparat til drift af et dampkraftanlæg, især i dellastområdet
    DE50213199T DE50213199D1 (de) 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich
    US10/440,410 US6915635B2 (en) 2002-05-22 2003-05-19 Method and device for operating a steam power plant, in particular in the part-load range

    Applications Claiming Priority (1)

    Application Number Priority Date Filing Date Title
    EP02011279A EP1365110B1 (de) 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich

    Publications (2)

    Publication Number Publication Date
    EP1365110A1 true EP1365110A1 (de) 2003-11-26
    EP1365110B1 EP1365110B1 (de) 2009-01-07

    Family

    ID=29286133

    Family Applications (1)

    Application Number Title Priority Date Filing Date
    EP02011279A Expired - Lifetime EP1365110B1 (de) 2002-05-22 2002-05-22 Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich

    Country Status (5)

    Country Link
    US (1) US6915635B2 (de)
    EP (1) EP1365110B1 (de)
    AT (1) ATE420274T1 (de)
    DE (1) DE50213199D1 (de)
    DK (1) DK1365110T3 (de)

    Cited By (2)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    EP1707757A3 (de) * 2005-03-16 2008-12-03 Kabushiki Kaisha Toshiba Vorrichtung zur Startsteuerung einer Turbine und korrespondierendes Verfahren
    CN118192363A (zh) * 2024-04-10 2024-06-14 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 深度调峰汽轮机基于相对应力裕度的闭环控制方法及装置

    Families Citing this family (5)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    EP1653050A1 (de) * 2004-10-29 2006-05-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Ermittlung eines für den Ermüdungszustand eines Bauteils charakteristischen Kennwert
    US7632059B2 (en) * 2006-06-29 2009-12-15 General Electric Company Systems and methods for detecting undesirable operation of a turbine
    DE102012107980A1 (de) * 2012-08-29 2014-03-06 M-S Consulting und Beteiligungs GmbH Kraftwerk zur Nutzung von in Dampf enthaltener Wärmeenergie und Verfahren zur Steuerung dafür
    JP5397560B1 (ja) * 2013-04-05 2014-01-22 富士電機株式会社 抽気蒸気タービン発電設備の保安運転方法および装置
    CN108915788B (zh) * 2018-09-11 2024-01-09 山东国电发电工程有限公司 凝汽式汽轮机低压轴封密封优化控制系统及方法

    Citations (4)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    US4215552A (en) * 1977-02-09 1980-08-05 Alsthom-Atlantique Method for the operation of a power generating assembly
    US4320625A (en) * 1980-04-30 1982-03-23 General Electric Company Method and apparatus for thermal stress controlled loading of steam turbines
    JPS59226211A (ja) * 1983-06-08 1984-12-19 Hitachi Ltd 火力プラント制御方法
    JPH09317404A (ja) * 1996-05-23 1997-12-09 Toshiba Corp 蒸気タービン起動制御装置

    Family Cites Families (7)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    US3928972A (en) * 1973-02-13 1975-12-30 Westinghouse Electric Corp System and method for improved steam turbine operation
    US5018356A (en) * 1990-10-10 1991-05-28 Westinghouse Electric Corp. Temperature control of a steam turbine steam to minimize thermal stresses
    US5333457A (en) * 1991-10-07 1994-08-02 Westinghouse Electric Corporation Operation between valve points of a partial-arc admission turbine
    US5136848A (en) * 1991-10-07 1992-08-11 Westinghouse Electric Corp. Method for predicting the optimum transition between constant and sliding pressure operation
    US5191764A (en) * 1992-06-09 1993-03-09 Westinghouse Electric Corp. Governor valve positioning to overcome partial-arc admission limits
    US5621654A (en) * 1994-04-15 1997-04-15 Long Island Lighting Company System and method for economic dispatching of electrical power
    CN1084824C (zh) * 1996-11-08 2002-05-15 西门子公司 调节涡轮机负荷变化过程的涡轮机控制设备及方法

    Patent Citations (4)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    US4215552A (en) * 1977-02-09 1980-08-05 Alsthom-Atlantique Method for the operation of a power generating assembly
    US4320625A (en) * 1980-04-30 1982-03-23 General Electric Company Method and apparatus for thermal stress controlled loading of steam turbines
    JPS59226211A (ja) * 1983-06-08 1984-12-19 Hitachi Ltd 火力プラント制御方法
    JPH09317404A (ja) * 1996-05-23 1997-12-09 Toshiba Corp 蒸気タービン起動制御装置

    Non-Patent Citations (2)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Title
    PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 009, no. 103 (M - 377) 8 May 1985 (1985-05-08) *
    PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 1998, no. 04 31 March 1998 (1998-03-31) *

    Cited By (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    EP1707757A3 (de) * 2005-03-16 2008-12-03 Kabushiki Kaisha Toshiba Vorrichtung zur Startsteuerung einer Turbine und korrespondierendes Verfahren
    US7980053B2 (en) 2005-03-16 2011-07-19 Kabushiki Kaisha Toshiba Turbine starting controller and turbine starting control method
    CN118192363A (zh) * 2024-04-10 2024-06-14 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 深度调峰汽轮机基于相对应力裕度的闭环控制方法及装置

    Also Published As

    Publication number Publication date
    US6915635B2 (en) 2005-07-12
    ATE420274T1 (de) 2009-01-15
    DE50213199D1 (de) 2009-02-26
    DK1365110T3 (da) 2009-04-20
    US20030230088A1 (en) 2003-12-18
    EP1365110B1 (de) 2009-01-07

    Similar Documents

    Publication Publication Date Title
    DE3116340C3 (de)
    EP2359058B1 (de) Verfahren zum betreiben eines abhitzedampferzeugers
    DE112013001671B4 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Sicherheitsbetrieb einer Entnahmedampfturbine, die für eine Stromerzeugungsanlage genutzt ist
    EP2614303B1 (de) Verfahren zum betreiben einer kombinierten gas- und dampfturbinenanlage sowie zur durchführung des verfahrens hergerichtete gas- und dampfturbinenanlage und entsprechende regelvorrichtung
    EP2255076B1 (de) Verfahren zur regelung eines dampferzeugers und regelschaltung für einen dampferzeuger
    EP1934434B1 (de) Verfahren zum aufwärmen einer dampfturbine
    DE19544226B4 (de) Kombianlage mit Mehrdruckkessel
    DE102019219505B4 (de) Kondensat- und Speisewassersystem eines Dampfkraftwerks und Betriebsverfahren dafür
    CH617494A5 (de)
    WO2001092689A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum betrieb einer dampfturbine mit mehreren stufen im leerlauf oder schwachlastbetrieb
    DE102011076968A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Umlauf-Abhitzedampferzeugers
    DE102004050519A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Regeln eines Dampfturbineneinlassstroms, um die Wärmebelastung für Gehäuseschale und Rotor zu begrenzen
    EP1365110B1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Dampfkraftanlage, insbesondere im Teillastbereich
    EP2537075B1 (de) Verfahren zur regelung eines ventils
    DE102010041964A1 (de) Verfahren zur Regelung einer kurzfristigen Leistungserhöhung einer Dampfturbine
    EP1797284B1 (de) Verfahren und modul zum vorrausschauenden anfahren von dampfturbinen
    EP2616643B1 (de) Verfahren zur regelung einer kurzfristigen leistungserhöhung einer dampfturbine
    EP2886811A1 (de) Verfahren zur Regelung eines Kondensators ini einer thermischen Kreisprozessvorrichtung
    EP3375990B1 (de) Modellbasierte überwachung des betriebszustandes einer expansionsmaschine
    DE68919278T2 (de) Kontrollsystem für mit Pulverkohle befeuerte Kessel.
    DE112019000330B4 (de) Steuervorrichtung für eine gasturbine, gasturbine und verfahren zum steuern einer gasturbine
    EP3280884B1 (de) Verfahren zum abkühlen einer dampfturbine
    DE2427923A1 (de) Steuereinrichtung fuer eine dampfturbinenanordnung mit umgehungsleitung
    WO2007031535A2 (de) Verfahren zum ermitteln der aktuellen maximalleistung einer kraftwerksanlage und regelvorrichtung
    DE19616178C2 (de) Verfahren zum Auf- und Ablasten des Hochdruckteiles einer mit einem Duo-Dampfkesselblock betriebenen Dampfturbine

    Legal Events

    Date Code Title Description
    PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

    17P Request for examination filed

    Effective date: 20030407

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: A1

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR

    AX Request for extension of the european patent

    Extension state: AL LT LV MK RO SI

    AKX Designation fees paid

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR

    GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

    GRAS Grant fee paid

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

    GRAA (expected) grant

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: B1

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR

    REG Reference to a national code

    Ref country code: GB

    Ref legal event code: FG4D

    Free format text: NOT ENGLISH

    REG Reference to a national code

    Ref country code: CH

    Ref legal event code: EP

    REG Reference to a national code

    Ref country code: CH

    Ref legal event code: NV

    Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG

    REG Reference to a national code

    Ref country code: IE

    Ref legal event code: FG4D

    Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

    REF Corresponds to:

    Ref document number: 50213199

    Country of ref document: DE

    Date of ref document: 20090226

    Kind code of ref document: P

    REG Reference to a national code

    Ref country code: DK

    Ref legal event code: T3

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: NL

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090107

    NLV1 Nl: lapsed or annulled due to failure to fulfill the requirements of art. 29p and 29m of the patents act
    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: FI

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090107

    Ref country code: ES

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090418

    REG Reference to a national code

    Ref country code: IE

    Ref legal event code: FD4D

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: SE

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090407

    Ref country code: PT

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090608

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: IE

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090107

    PLBE No opposition filed within time limit

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

    STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

    Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

    BERE Be: lapsed

    Owner name: SIEMENS A.G.

    Effective date: 20090531

    26N No opposition filed

    Effective date: 20091008

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: MC

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20090531

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: BE

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20090531

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: AT

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20090522

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GR

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090408

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: LU

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20090522

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: TR

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090107

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: CY

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20090107

    REG Reference to a national code

    Ref country code: FR

    Ref legal event code: PLFP

    Year of fee payment: 14

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GB

    Payment date: 20150511

    Year of fee payment: 14

    Ref country code: DK

    Payment date: 20150520

    Year of fee payment: 14

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: IT

    Payment date: 20150514

    Year of fee payment: 14

    Ref country code: FR

    Payment date: 20150513

    Year of fee payment: 14

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: CH

    Payment date: 20150803

    Year of fee payment: 14

    Ref country code: DE

    Payment date: 20150720

    Year of fee payment: 14

    REG Reference to a national code

    Ref country code: DE

    Ref legal event code: R119

    Ref document number: 50213199

    Country of ref document: DE

    REG Reference to a national code

    Ref country code: CH

    Ref legal event code: PL

    REG Reference to a national code

    Ref country code: DK

    Ref legal event code: EBP

    Effective date: 20160531

    GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

    Effective date: 20160522

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: CH

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160531

    Ref country code: LI

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160531

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: IT

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160522

    REG Reference to a national code

    Ref country code: FR

    Ref legal event code: ST

    Effective date: 20170131

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: FR

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160531

    Ref country code: DE

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20161201

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: DK

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160531

    Ref country code: GB

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20160522