EP1797284B1 - Verfahren und modul zum vorrausschauenden anfahren von dampfturbinen - Google Patents

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EP1797284B1
EP1797284B1 EP05785118A EP05785118A EP1797284B1 EP 1797284 B1 EP1797284 B1 EP 1797284B1 EP 05785118 A EP05785118 A EP 05785118A EP 05785118 A EP05785118 A EP 05785118A EP 1797284 B1 EP1797284 B1 EP 1797284B1
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EP
European Patent Office
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turbine
steam
model
metal
permissible
Prior art date
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EP05785118A
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English (en)
French (fr)
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EP1797284A1 (de
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Rudolf Sindelar
Lothar Vogelbacher
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ABB Technology AG
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ABB Technology AG
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Priority to PL05785118T priority Critical patent/PL1797284T3/pl
Publication of EP1797284A1 publication Critical patent/EP1797284A1/de
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
    • F01D19/02—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith dependent on temperature of component parts, e.g. of turbine-casing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/165—Controlling means specially adapted therefor

Definitions

  • the invention relates to a method for predictive, also referred to as predictive, startup of steam turbines and a module for carrying out the method according to claims 1 and 23 and is particularly suitable for the initial optimization of steam turbines with and without steam reheatening.
  • the plant operator incurs increased own costs, since the power generation takes place after the synchronization of the generator with the electrical supply network with a greatly reduced thermal efficiency compared to the operation of the turbine with the rated steam parameters.
  • the power plant blocks are operated according to the power requirements of the electrical supply network. If the power requirement of the supply network is low, selected power plant blocks must even be shut down completely. On the other hand, if the power consumption increases again, the power plant blocks are started again and switched to the electrical supply network. For the power plant operator this start-up process is costly and in particular depending on the downtime of a power plant block, the start-up costs increase steadily.
  • US 4,558,277 discloses a method for starting up steam turbines of a turbine plant via a shelving system by estimating and comparing steam parameters taking into account the stress of the turbine metal and controlling the boiler and turbine parameters via respective boiler feed water and turbine temperature control valves at the end of the first turbine stage.
  • start-up of the boiler involves only a relatively small portion of the entire start-up process of a power plant unit.
  • the start-up period in which the costs are influenced by the boiler, is limited to the rapid provision of steam for the turbine start.
  • the starting parameters such as the live steam temperature and the inlet temperature of the superheated steam into the turbine, are usually selected according to the instantaneous metal temperature of the respective turbine parts.
  • the amount of steam supplied by the boiler via the diverting stations and the starting steam pressure of the boiler are decisively influenced by the structural design of the boiler.
  • startup with the shortest startup duration can only be performed with the underlying startup steam parameters, such as the start steam temperature, the startup steam pressure, and the starting metal temperature of the critical turbine components.
  • the first necessary condition for the cost-effective startup of the turbine and thereby also the power plant block is that the allowances of the allowable stress of the turbine metals are fully utilized to achieve the shortest turbine start-up.
  • the second necessary condition for the cost-effective startup of the turbine and thereby also of the power plant block is achieved by optimizing the increase of the inlet vapor pressure into the turbine.
  • the stress of the turbine metal in particular in the turbine rotors and the housing wall of the turbine, has hitherto been regulated by means of a so-called limit control, which is active only in the region above the allowable stress of the turbine.
  • This limit control only temporarily corrects the gradient of the inlet steam temperature of the turbine if the stress on the turbine metal exceeds the permissible load limit.
  • the border control With the application of the border control, the shortest start-up time of the turbine aimed at by the power plant operator and thus also of the entire power plant block is not achievable.
  • the increases in the steam parameters such as the steam temperatures and the steam pressures at the turbine inlet, as well as the speed-up of the turbine are exclusively pre-programmed. Assuming that the shortest startup duration is ensured after a startup diagram, only the start steam temperatures predefined in the startup diagram and the vapor pressure increase defined in the startup diagram apply.
  • the invention has the object, a method and a module for carrying out the method for predictive Determination of optimal steam parameters at the turbine inlet, but also at the boiler outlet, for a cost-effective start of steam turbines indicate, which is used in particular for the initial optimization of steam turbines with and without reheating, and thus an improved start-up strategy of the power plant block can be achieved with minimal cost.
  • the optimal temporal and thus cost-effective curves of the inlet steam parameters HP and MD sub-turbine such as the steam temperature and the steam pressure at the turbine inlet, but also determined at the boiler outlet and connected to implement the boiler control and turbine control as setpoint curves for the control of steam temperatures and steam pressures.
  • thermodynamic behavior of the real turbine system is simulated stationary and dynamically by means of a preview model integrated in the module for predictive start optimization and accelerated by a multiple in comparison with the behavior of the real system the operating staff of the power plant block advantageously present the preview of the required steam parameters for the startup process of the turbine within a very short time.
  • the acceleration factor can be set as large as desired by means of an adjuster placed on the predictive start-up optimization module.
  • the inlet steam parameters relate to the live steam temperature and the live steam pressure in turbines without reheating and to the live steam temperature, the live steam pressure and also the inlet steam temperature and the inlet steam pressure in turbines with reheat.
  • the desired start steam temperature and the desired steam pressure are determined and made available to the boiler control for implementation.
  • thermodynamic parameters determined with the module according to the invention are compared with the current parameters of the real turbine.
  • the device for determining the reference voltage requires no measuring probe, which advantageously eliminates a costly design of the probe for detecting the stress of the critical turbine components, in particular in the double-housing design of a high-pressure turbine part due to the different housing expansions.
  • a device for the operational detection of the stress in the critical metal components of the turbine, ie the turbine metal, which is located for example on a specially introduced from the outside into the turbine, preferably at a critical metal location, for determining the steam temperature ,
  • the invention is further provided, alternatively for detecting the three-dimensional stresses of the critical turbine components and the resulting Comparative stresses to determine only the tangential thermal stresses of the outer and inner fibers of the critical point of the turbine component, due to the simulated temperature difference between the respective metal fiber and the so-called integral mean temperature of the radial temperature distribution in the respective turbine component.
  • the tangential thermal stresses of the outer and inner fibers of the critical point of the turbine component are displayed to operating personnel in addition to the actual reference stresses of the outer and inner fibers.
  • the determined temperature difference as a control variable Position of the determined reference voltage used and thus advantageously achieved a better control quality over the use of the determined reference voltage as a controlled variable.
  • the controlled variable with respect to the temperature difference is thus favorably influenced in terms of control technology when there is a change in the steam temperature as a result of the control variables changed by the controller, such as the opening speed of the control valves in turbines without reheating, the opening speed of the interception valves in turbines with reheat and the rate of change of the inlet steam temperature at the turbine inlet.
  • the stress at the critical points of the turbine preferably the turbine rotors, at the beginning of the starting process, but also the housing wall of the turbine, to an optimally increasing stress setpoint in the closed loop until it reaches its allowable stress limit and further regulated to the same with the allowable stress setpoint, which is also referred to as stress control.
  • stress control As a manipulated variable, the opening speed of the control valves and after reaching the maximum position of the control valves is used as a manipulated variable, the rate of increase of the inlet temperature at the turbine inlet.
  • the inventive module for predictive start optimization comprises a dynamic model of the steam pipelines between the boiler and the turbine, whereby the corresponding steam temperatures at the boiler outlet can be determined on the basis of the determined optimum course of the respective inlet steam temperature in the turbine ,
  • the second necessary condition for achieving the most cost effective turbine start-up is by ensuring a monotone increase in live steam enthalpy, taking into account the maintenance of uniform steam generation met by a proposed limit control of the live steam enthalpy.
  • the limit control of the monotone enthalpy increase uses the rate of change of the live steam pressure as the manipulated variable.
  • the resulting temporal course of the live steam pressure is determined here as the optimum course for the start-up process with a simultaneously fulfilled secondary condition with respect to the monotonous increase of the live steam enthalpy.
  • the enthalpy gain based on the fresh-temperature increase is optimized as a percentage of the ratio of the live steam enthalpies and the live steam temperatures between their start and nominal values.
  • the module according to the invention comprises a model for simulating the steady state and dynamic behavior of the real Turbine plant including the connection piping with the boiler, which simulates a much accelerated working model by applying the acceleration factor model for the relevant physical variables, such as steam and metal temperatures, steam pressures, turbine speed.
  • the module for carrying out the method according to the invention for the predictive startup of steam turbines of a turbine system comprises a preview model for determining the optimum steam parameters, such as the live steam pressure and the live steam temperature upstream of the HP turbine for turbines without reheating and, in addition, the steam pressure and the steam temperature of the reheated steam in turbines with reheat, at the turbine inlet and at the boiler outlet before each start of the turbine taking into account the complete Utilization of the allowable stress of the turbine metal, wherein the preview model of the allowable stress of the turbine metal to an optimally increasing stress setpoint until the allowable magnitude of the stress of the turbine metal and continue until the end of the turbine start-up on the allowable size of the stress limit of the turbine metal in a closed Control loop regulates.
  • the preview model of the allowable stress of the turbine metal to an optimally increasing stress setpoint until the allowable magnitude of the stress of the turbine metal and continue until the end of the turbine start-up on the allowable size of the stress limit of the turbine metal in a closed Control loop regulates
  • a model for simulating the steady state and dynamic behavior of the real turbine system in particular the steam turbine, the pipelines, the Recirculating transfer stations and the turbine rotor load acquisition devices are integrated into the predictive start-up optimization module.
  • the model for simulating the real turbine system is set up to simulate the turbine metal temperatures of the critical turbine parts, in particular for determining the tangential heat stresses of the critical turbine metal, and to feed the preview model for further processing.
  • the model for the simulation of the real turbine system includes a partial model of the turbine, a submodel of the bypass stations, a submodel of the connecting steam pipelines between the boiler and the turbine to determine the heat and pressure loss in the steam piping between boiler and turbine and a module for the determination the thermal stress on the critical components of the turbine.
  • an adjuster an arbitrary acceleration factor for the Vorschaumodell and the model for simulating the real turbine system to implement a short determination period of the steam parameters for starting the turbine system.
  • the desired optimum increase in the fresh steam temperature at the turbine inlet is realized up to the rated steam parameters and to the target power within a short determination time which can be set by means of the acceleration factor.
  • the turbine when the preview model is switched off, the turbine can be started according to predetermined startup diagrams taking into account the time profiles of the entry steam parameters determined using the model for simulating the real turbine system.
  • the Vorschaumodell to determine the most cost-effective temporal course of the steam parameters at the turbine inlet and the boiler outlet processed before the start of the turbine, the predetermined measurement signals of the real turbine; taking into account the starting steam temperature that is usually minimally realizable by the boiler and the starting inlet temperature of the superheated steam, as well as the start steam inlet pressure.
  • the described predictive determination of optimized steam parameters for a cost-effective startup of the turbine with the preview model can be activated not only before the turbine start, but also during the startup process of the real turbine in order to obtain the most favorable time profiles of the entry steam parameters for the remaining part of the startup process determine and present to the operating staff as default increases for the optimal start-up continuation.
  • Vorschaumodell and / or the model for simulating the behavior of the real turbine system default parameters, such as from heat maps removable parameters for the real steam temperatures and vapor pressures, material values of the turbine rotors and / or the turbine housing and allowable reference voltages process critical turbine metal parts.
  • the most cost-effective time profiles of the live steam parameters - in the case of steam turbines with reheating also the course of the parameters of the temporarily superheated inlet steam - Not only at the turbine inlet, but also at the boiler outlet before each start of the turbine system, taking into account the allowable stress of the turbine components, many times faster - compared with the duration of the real turbine startup - determined.
  • the start-up process is thus characterized by a minimal start-up cost and also by a higher economic efficiency.
  • the method and system according to the invention can also be used with the features described above for the predictive drive optimization of steam turbines of a turbine plant.
  • Fig. 1 shows an exemplary representation of the module 1 according to the invention for carrying out the method for determining a predictive low-cost startup of a steam turbine, wherein by means of the module 1 optimal temporal courses of the steam parameters at the turbine inlet and the boiler outlet, especially before each start of the turbine taking into account the full utilization of allowable stress of the turbine metal, hereinafter also called metal stress, are determined.
  • the steam parameters refer to the live steam pressure before the HD turbine (p FD, vHD ) and the boiler outlet (p aK ) and the live steam temperature before the HD turbine (T FD, vHDT ) and at the boiler outlet (T aK ) for turbines without reheating or to the live steam pressure before the HD turbine (p FD, vHD ) and at the boiler outlet (p aK ), the live steam temperature (T FD, vHDT ) before the HP turbine and at the boiler outlet (T aK ) the steam pressure upstream of the MD turbine (p ZÜ, vMD ) and at the boiler outlet (p aZÜ ) and the steam temperature upstream of the MD turbine (T ZÜ, vMDT ) and at the boiler outlet (T aZÜ ) for turbines with reheating .
  • the metal stress is controlled in a closed loop with the change in the opening speed of the control valves as manipulated variable Y HD until the maximum control valve position. After reaching the maximum position of the control valves, the metal load is controlled in the closed loop with the change in the rate of increase of the live steam temperature as manipulated variable T FD .
  • the change in the stress at the critical point of the turbine metal which comes about only due to a change in the heat transfer coefficient is detected by the module 1 according to the invention and the proportion of the activity of reduced above according to the remaining requirements of the regulated load.
  • the metal stress is controlled in turbines with reheating of the turbine part for the reheated steam in the closed loop with the change of the opening speed of the interceptor valves as manipulated variable Y MD until reaching the maximum intercept valve position.
  • the metal stress of the turbine part for the reheated steam with the change in the rate of increase of the inlet temperature of the superheated steam is controlled as a manipulated variable T ZÜD .
  • T ZÜD the reduction of the activity of the above-mentioned control is initiated when the load is due only to the change in the heat coefficient.
  • the optimum time profiles of the steam parameters at the turbine inlet and at the boiler outlet determined by module 1 for predictive start optimization are, in particular, the steam temperature profile TvT (t) before the HP (high pressure) partial turbine and MD (medium pressure) partial turbine, the temporal vapor pressure curve pvT (t) before the HP sub-turbine and MD sub-turbine, the turbine thermal power and / or generator power P (t), the turbine system critical metal stress reference voltages ⁇ v (t), which are the external fiber stress ⁇ v, a (t) the critical metal locations of the turbine and the internal fiber stress ⁇ v, i (t) of the critical metal locations of the turbine are determined, the allowable reference stresses ⁇ v, zul (t) of the critical metal locations of the turbine, which consists of the permissible outside fiber tension and the permissible internal fiber tension ⁇ v , zul (t) of the critical metal locations of the turbine are determined, the characterizing metal temperature differences ⁇ T (t) of the comparison stresses ⁇ v (t) for the outer fiber
  • the module 1 for predictive start-up optimization is provided to provide further time profiles Va1, Va2, such as the live steam enthalpy at the turbine inlet, for an optimized and cost-effective approach of the turbine.
  • the module 1 for the predictive start optimization processes the starting boiler pressure K1 and limiting signals K2 from the boiler 2 in addition to the operationally detected temperature field in the turbine rotor and / or in the turbine housing G1.
  • the acceleration factor for connection to the module 1 by means of an adjuster 5, is arbitrarily large adjustable, whereby the operating staff of the power plant block advantageously present the preview of the required time course of the steam parameters for the startup process of the turbine within a very short time.
  • Further parameters influencing the determination of the time profiles of the steam parameters are measurement signals R1 from the real turbine 3, in particular the minimum start-up temperature T start, HD and start HD pressure p start, HD, which can be implemented by the boiler , or the start MD Temperature T start, MD and start MD pressure p start, MD, the turbine speed n, the steam pressure in the turbine before the HP blading p vHDB and before the MD blading p vMDB at a turbine with reheat , the Determination of the temporal course of the live steam parameters - in steam turbines with reheating and the increases in the parameters of the superheated steam - are processed not only at the turbine inlet, but also at the boiler outlet before each start of the turbine system.
  • Fig . 2 shows a detailed representation of the module 1 according to the invention for carrying out the method for determining the predictive cost-efficient start-up of the steam turbine, wherein the module 1 for predictive start optimization includes a preview model 10, for example, the allowable stress of the turbine metal in a closed loop on an optimally, until Regulates the value of the admissible load guided nominal value and then keeps the permissible load regulated until reaching the nominal steam parameters.
  • the manipulated variables used are first the opening speed of the control valves and, after reaching the maximum position of the control valves, the rate of increase of the inlet temperature at the turbine inlet.
  • the allowable stress X1 of the turbine from a database 11 of the module 1, the operationally detected turbine metal temperatures G1 from the device 4 for operational detection of the temperature field in the turbine rotor and / or in the turbine housing and the steam parameters R1 from the real turbine 3 the Preview model 10 for determining the optimized time profiles of the steam parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ v (t), ⁇ v, zul (t), ⁇ T (t), ⁇ v, zul (t), Tstart, wu, the ekofactor and entrainment enthalpy) at the turbine inlet and at the boiler outlet and these parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ v (t), ⁇ v, zul (t), ⁇ T (t ), ⁇ v, zul (t), Tstart, wu, the ekofactor and the entrainment enthalpy) at the outputs O1 to 09.
  • the preview model 10 receives at a first input In1 measurement signals R1 from the real turbine 3 and at a further input In2 from the device 4 the operationally determined temperature field in the turbine rotor and / or in the turbine housing G1.
  • the switches A1 and A2 are in the upper position Ao.
  • the starting boiler pressure K1 which corresponds to the minimum starting fresh steam pressure to be realized by the boiler 2 or the superheated pressure - in the case of a turbine with reheat - and the limit signals K2 from the critical metal points in the boiler 2 are transmitted via a third input In3 and a fourth input In4 the preview model 10 to account for the increases in the inlet steam parameters of the turbine supplied.
  • the measurement signals simulated by means of the model 12 for simulating the turbine installation are fed to the preview model 10 for further processing at the exit M2.
  • the turbine is not operating (see also Fig . 4 ), the measurement signals from the real turbine 3 are simulated by means of the model 12 for simulating the turbine system and the preview model 10 as replicated measurement signals M1 at the first input In1 transmitted.
  • the switches A1 and A2 are in the lower position Au, the switch B in the upper position Bo, the switch A2 in the lower position Au and the switch C in the upper position Co.
  • the verification of the functions of the module 1 for predictive Initial optimization is thus carried out by means of the model 12 for simulating the real turbine system.
  • the signals R1 and G1 which are otherwise measured on the real turbine 3 are simulated and transmitted to the preview model 10 at the output M2 for further processing at the second input In2.
  • Model 12 of the real turbine engine replicates the steam turbine, the bypass stations, the connecting steam piping between the boiler and the turbine, and / or the stress on the critical components of the turbine.
  • the turbine model turbocharger model 10 and / or turbine model 12 further process default parameters X1, such as design temperatures provided by a thermal map, material values of the turbine rotors and / or turbine housing, and the allowable limit of the reference stresses on the critical metal parts, which are preferably a database 11 of the module 1 are stored and are supplied to the preview model 10 at a fifth input In5 and to the model 12 for simulating the real turbine installation at a sixth input In6.
  • default parameters X1 such as design temperatures provided by a thermal map, material values of the turbine rotors and / or turbine housing, and the allowable limit of the reference stresses on the critical metal parts, which are preferably a database 11 of the module 1 are stored and are supplied to the preview model 10 at a fifth input In5 and to the model 12 for simulating the real turbine installation at a sixth input In6.
  • the startup of the turbine according to a built-in module 1 start-up diagram and with the help of the frequently accelerated preview model 10 and / or the model 12 for simulating the turbine system, with respect to the utilization of the allowable limits of the stress of the critical turbine metal (see Fig . 5 ), and a comparison with the startup according to the preview model allows.
  • the switches B and A2 are in the lower positions Bu and Au and the switch C in the upper position Co and the generated time profiles of the inlet steam parameters according to startup diagram, at the outputs D1 and D2 of a Starting diagram generator 13 are present, are transmitted by means of the input signals, at the first input In1 the preview model 10 and the seventh input In7 the model 12 for performing the verification.
  • the switch C is in the lower position Cu, taking into account the currently measured metal temperatures at critical points of the turbine metal, the "desired start steam temperature" for the HP or MD turbine inlet of the boiler control is presented as specification for the realization and for the "Desired start steam temperature” for the HD or MD turbine entrance the startup preview using the preview model 10 determined.
  • Fig. 3 1 shows an exemplary embodiment of the module 1 according to the invention for determining the anticipatory cost-effective startup of the steam turbine, wherein the measured process data from the real sub-turbine, such as temperatures and vapor pressures of the real turbine 3, the preview model 10 to perform the functions of the module 1 for predictive start optimization be supplied and thus present these measuring signals of the turbine to the module 1.
  • the measured process data from the real sub-turbine such as temperatures and vapor pressures of the real turbine 3
  • the preview model 10 to perform the functions of the module 1 for predictive start optimization be supplied and thus present these measuring signals of the turbine to the module 1.
  • the allowable stress of the turbine is determined by means of the temperature field in the turbine metal operatively detected by the device 4 and fed to the preview model 10 at the second input In2 from the output G1 of the device 4 for operational detection of the temperature field in the turbine engine and / or in the turbine housing for further processing.
  • connection of the measured values of the real turbine 3 to the module 1 for predictive startup optimization furthermore has the effect that at the first input In1 of the preview model 10 measurement signals R1 from the real turbine 3 are applied to the preview model for further processing.
  • the preview model 10 further processes the default parameters X1 from the database 11, which are fed to the preview model at the fifth input ln5.
  • the preview model 10 processes, in addition to the detected metal temperatures G1, such as outside temperature, mean temperature and inside temperature of the turbine metal, the start boiler pressure K1 and limit signals K2 from the boiler 2, which are supplied to the preview model at the third input In3 and the fourth input In4.
  • the preview model 10 provides the optimized time profiles of the steam parameters for the optimized approach to the outputs 01-09 of the turbine and the further courses of the preselected physical quantities from the startup process at the output Va1.
  • the stress of the critical turbine metal for the rise of the inlet steam temperature is fully used up to its permissible limit and the rise of the live steam pressure and / or superheated pressure - for turbines with reheat - runs up to the nominal values pressure is optimally controlled by controlling the stress in the turbine rotors in the closed loop, and correcting the rise gradient of the inlet temperature already in the range below the allowable stress limits according to the above-described control method in the closed loop on a setpoint.
  • the live steam pressure and the steam pressure upstream of the sub-turbine for the reheated steam increase optimally.
  • the optimum increase of the respective Eneries steam temperature is realized at the lowest start-up costs of the turbine in an advantageous manner.
  • Fig. 4 shows a further embodiment of the module 1 according to the invention for determining a predictive low-cost startup of the steam turbine, wherein the real turbine 3 is modeled by the model 12 for simulating the stationary and dynamic behavior of the turbine system and for the execution of the functions of the module 1 for predictive start optimization at switched off real turbine 3, the steady state and dynamic behavior of the real turbine 3 is simulated.
  • the verification of the functions of the preview model is thus carried out by means of the model 12 contained in the module 1 for simulating the real turbine system, so that no signals from the real turbine 3 are required.
  • the permissible stress of the turbine is simulated by means of the model 12 and used to determine the optimized time profiles of the steam parameters (TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ T (t), ⁇ Tzul (t), Tstart, wu, of the ekofactor as well as the live steam enthalpy) at the turbine inlet and at the boiler outlet are fed to the preview model 10 as simulated physical quantities M2 at the second inlet In2 for the further processing described above.
  • the steam parameters TvT (t), pvT (t), P (t), ⁇ T (t), ⁇ Tzul (t), Tstart, wu, of the ekofactor as well as the live steam enthalpy
  • the real turbine model replica model 12 also processes default parameters X1, such as thermal map temperatures, turbine rotor and / or turbine housing material values, and the allowable limit of the reference stresses on the critical metal parts at the sixth input In6 of the model 12 be supplied to the replica of the real turbine system.
  • the required measurement signals from the real turbine 3 are simulated by the model 12 and transmitted to the preview model 10 as simulated measurement signals M1 at the first input ln1.
  • Fig. 5 shows a representation for the verification of the startup of the turbine according to one of the startup diagrams by means of the startup diagram generator 13, wherein at a shutdown of the preview model 10, a startup of the turbine according to predetermined startup diagrams taking into account the determined by means of the model 12 for simulating the real turbine system temporal profiles the entry steam parameter D2 is executed.
  • the time profiles of the entry steam parameters D2 according to the approach diagram generated with the startup diagram generator 13 are transmitted to the model 12 for simulating the real turbine system at the seventh input In7 in order to simulate with the model 12 the turbine startup according to the particular startup diagram.
  • time profiles of the entry steam parameters D1 generated in accordance with the startup diagrams by means of the startup diagram generator 13 are supplied to the preview model 10 to the preview model 10 at the first input In1 for determining the permissible reference voltages in the respective turbine metal.
  • Fig. 6a shows by way of example the optimal time profiles of the steam parameters and Fig. 6b the corresponding curves of the stress of the turbine metal when starting the HP turbine part after a forty-eight hour turbine standstill taking into account the allowable stress of the critical points of the turbine metal by means of the module according to the invention 1.
  • Fig. 6a are the turbine speed n, the curves of the manipulated variable for the FD-control valves Y HD, the fresh steam pressure upstream of the HP turbine p FD, VHDT, the vapor pressures before blading of the HP turbine p VHDB, at the boiler outlet p aK, and behind the HD- Partial turbine p hHDT , as well as the temperature profiles of the radial temperature distribution in the critical turbine component with the outer fiber T a , the integral mean temperature T m and the inner fiber T i and the profiles of the temperatures upstream of the HP sub-turbine T FD, vHDT , before blasting the HD turbine T VHDB, and applied at the boiler outlet T aK.
  • the course of the steam mass flows m HDT , m MDT by the HD and MD turbine and the steam mass flow m HDBP by the HD diverter station and the generator power P Gen for the optimized approach is shown.
  • the permissible equivalent stresses ⁇ a, perm , ⁇ i, perm refer to the outer fiber stress ⁇ a and inner fiber stress ⁇ i of the critical metal locations of the turbine in the corresponding permissible limit of the characteristic temperature differences ⁇ T iZUL , ⁇ T aZUL as the difference ⁇ T a , ⁇ T i between the integral mean temperature T m of the radial temperature distribution in the turbine component and the temperature of the outer fiber T a , or the integral mean temperature T m of the radial temperature distribution in the turbine component and the temperature of the inner fiber T i of the metal turbine component.

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  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

  • Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum vorrausschauenden, auch als prädiktiv bezeichneten, Anfahren von Dampfturbinen und ein Modul zur Durchführung des Verfahrens gemäß den Ansprüchen 1 und 23 und ist insbesondere geeignet zur Anfahroptimierung von Dampfturbinen mit und ohne Dampf-Zwischenüberhitzung.
  • Während der Anfahrt eines Kraftwerksblocks entstehen dem Kraftwerksbetreiber erhöhte Eigenkosten, da die Stromerzeugung nach der Synchronisation des Generators mit dem elektrischen Versorgungsnetz mit einem stark reduzierten thermischen Wirkungsgrad gegenüber dem Betrieb der Turbine mit den Nenndampfparametern stattfindet. Die Kraftwerksblöcke werden nach dem Leistungsbedarf des elektrischen Versorgungsnetzes betrieben. Ist der Leistungsbedarf des Versorgungsnetzes gering, müssen ausgewählte Kraftwerks-Blöcke sogar ganz abgestellt werden. Steigt der Leistungsverbrauch dagegen wieder an, werden die Kraftwerksblöcke wiederum angefahren und auf das elektrische Versorgungsnetz aufgeschaltet. Für den Kraftwerksbetreiber ist dieser Anfahrprozess kostenintensiv und insbesondere in Abhängigkeit von der Stillstandsdauer eines Kraftwerksblockes erhöhen sich die Anfahrkosten stetig. US 4 558 277 offenbart ein Verfahren zum Anfahren von Dampfturbinen einer Turbinenanlage über ein Regalsystem mittels Schätzung und Vergleich von Dampfparametern unter Berücksichtigung der Beanspruchung des Turbinenmetalls und Regelung der Kessel und Turbinenparameter über jeweils kesselspeisewasser-, und Turbinentemperaturregelventile am Ende der ersten Turbinenstufe.
  • Eine der Einflussgrößen auf die Anfahrdauer und somit auf die Gesamtanfahrkosten eines Kraftwerksblockes betrifft das Anfahren des Kessels, wobei jedoch mittels einer eingesetzten Regelung eine Optimierung des Kesselanfahrens erreichbar ist.
  • Ein solches Verfahren zur Optimierung der Anfahrvorgänge des Kessels eines Kraftwerksblockes ist beispielsweise im Aufsatz mit dem Titel "Richtig Dampf machen - Optimiertes Anfahren von Dampferzeugern in Kraftwerken", Energie Connect, Ausgabe 4/2003, http://www.triojobs.de/connect/artikellang.php?artikelnummer=866 oder http://www.abb.de/connect, beschrieben.
  • Das Anfahren des Kessels umfasst jedoch nur einen relativ kleinen Abschnitt des gesamten Anfahrprozesses eines Kraftwerksblockes. Der Anfahrzeitabschnitt, indem die Kosten vom Kessel beeinflusst werden, beschränkt sich auf die schnelle Bereitstellung von Dampf für den Turbinenstart. Die Startparameter, wie die Frischdampftemperatur und die Eintrittstemperatur des zwischenüberhitzten Dampfes in die Turbine, werden üblicherweise nach der momentanen Metalltemperatur der jeweiligen Turbinenteilen gewählt. Die über die Umleitstationen vom Kessel gelieferte Dampfmenge und der Startdampfdruck des Kessels werden dagegen durch die konstruktive Auslegung des Kessels entscheidend beeinflusst.
  • Eine wesentliche Einflussgröße, bezogen auf die Gesamtanfahrkosten des Kraftwerksblockes, ist die Anfahrdauer der Turbine. Nachdem die Startdampfparameter durch den Kessel bereitgestellt sind, werden die weiteren Anfahrkosten ausschließlich durch den Anfahrprozess der Turbine bestimmt.
  • Konventionelle Verfahren zum Anfahren der Kraftwerksblöcke nutzen üblicherweise vorab ausgelegte Anfahrdiagramme, wodurch jedoch die bestehenden Freibeträge bis zur zulässigen Beanspruchung der kritischen Turbinenmetalle durch die in den Anfahrdiagrammen festgelegten Verläufe nicht vollständig ausgenutzt werden und somit bereits eine erste notwendige Bedingung für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes nicht erfüllt ist.
  • Falls ein Anfahrdiagramm für die kürzeste Anfahr-Dauer vom Kessel- und Turbinenlieferanten vorliegt, kann das Anfahren mit der kürzesten Anfahr-Dauer nur mit den zugrunde gelegten Start-Dampfparametern, wie der Startdampftemperatur, dem Startdampfdruck und der Startmetalltemperatur der kritischen Turbinenkomponenten, ausgeführt werden.
  • Für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes müssen somit die nachfolgenden zwei Bedingungen erfüllt sein.
  • Die erste notwendige Bedingung für das kostengünstige Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes besteht darin, dass die Freibeträge der zulässigen Beanspruchung der Turbinenmetalle für die Erreichung des kürzesten Turbinenanfahren voll ausgenutzt werden.
  • Die zweite notwendige Bedingung für das kostengünstige Anfahren der Turbine und dadurch auch des Kraftwerksblockes wird durch eine Optimierung des Anstieges des Eintritts-Dampfdruckes in die Turbine erfüllt.
  • Die Beanspruchung des Turbinenmetalls, insbesondere in den Turbinenrotoren und der Gehäusewand der Turbine, wird bisher mittels einer sogenannten Grenzregelung geregelt, welche nur im Bereich oberhalb der zulässigen Beanspruchung der Turbine aktiv wird. Diese Grenzregelung korrigiert nur kurzzeitig den Gradienten der Eintrittsdampftemperatur der Turbine, falls die Beanspruchung des Turbinenmetalls die zulässige Beanspruchungsgrenze überschreitet. Somit findet keine Regelung auf einen Sollwert der Beanspruchung im Bereich unterhalb der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls statt. Es bleibt ein Rest-Freibetrag in der zulässigen Beanspruchung für das Turbinenanfahren ungenutzt. Mit dem Einsatz der Grenzregelung ist die vom Kraftwerksbetreiber angestrebte kürzeste Anfahrdauer der Turbine und dadurch auch des ganzen Kraftwerksblockes nicht erreichbar.
  • Beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm werden die Anstiege der Dampfparameter, wie beispielsweise der Dampftemperaturen und der Dampfdrücke am Turbineneintritt, sowie das Drehzahl-Hochfahren der Turbine ausschließlich fest vorprogrammiert. Unter der Annahme, dass die kürzeste Anfahr-Dauer nach einem Anfahrdiagramm sichergestellt wird, gelten nur die im Anfahrdiagramm vordefinierten Start-Dampftemperaturen und der im Anfahrdiagramm festgelegte Dampfdruckanstieg.
  • Ausgehend vom beschriebenen Stand der Technik liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren und ein Modul zur Ausführung des Verfahrens zur prädiktiven Bestimmung optimaler Dampfparametern am Turbineneintritt, aber auch am Kesselaustritt, für ein kostengünstiges Anfahren von Dampfturbinen anzugeben, welches insbesondere zur Anfahroptimierung von Dampfturbinen mit und ohne Zwischenüberhitzung eingesetzt wird, und wodurch eine verbesserte Anfahrstrategie des Kraftwerksblockes mit minimalem Kostenaufwand erreichbar ist.
  • Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren der eingangs genannten Art mit den im Anspruch 1 angegebenen Merkmalen gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen, Verbesserungen des erfindungsgemäßen Verfahrens und ein Modul zur Ausführung des Verfahrens sind in weiteren Ansprüchen und in der Beschreibung angegeben.
  • Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren zur prädiktiven Bestimmung optimaler Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt für das kostengünstige Anfahren der Dampfturbinen eines Kraftwerksblocks werden unter Berücksichtigung der gemessenen Startparameter der Turbine mittels eines Moduls zur prädiktiven Anfahroptimierung innerhalb eines kurzen Zeitabschnittes die optimalen zeitlichen und somit kostengünstigsten Verläufe der Eintrittsdampfparameter der HD- und MD-Teilturbine, wie beispielsweise die Dampftemperatur und der Dampfdruck am Turbineneintritt, aber auch am Kesselaustritt ermittelt und zur Realisierung der Kesselregelung und Turbinenregelung als Sollwertverläufe für die Regelung der Dampftemperaturen und Dampfdrücke aufgeschaltet.
  • Durch die vorrausschauende Bestimmung der zeitlich optimalen Dampfparameter-Verläufe des Turbinen-Anfahrprozesses wird mittels eines im Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung integrierten Vorschaumodells das thermodynamische Verhalten der realen Turbinenanlage stationär und dynamisch nachgebildet und im Vergleich mit dem Verhalten der realen Anlage um ein Vielfaches beschleunigt ermittelt, womit dem Betriebspersonal des Kraftwerksblockes in vorteilhafter Weise die Vorschau der erforderlichen Dampfparameter für den Anfahrprozess der Turbine innerhalb kürzester Zeit vorliegt. Der Beschleunigungsfaktor ist mittels eines dem Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung aufgeschalteten Einstellers beliebig groß einstellbar.
  • Die Eintritts-Dampfparameter beziehen sich dabei auf die Frischdampftemperatur und den Frischdampfdruck bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung und auf die Frischdampftemperatur, den Frischdampfdruck und auch auf die Eintrittsdampftemperatur und den Eintritts-Dampfdruck bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung.
  • In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist vorgesehen, dass mittels des Vorschaumodells unter Berücksichtigung der aktuell gemessenen Turbinenmetalltemperaturen für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt auch die Wunsch- Startdampftemperatur und der Wunsch-Startdampfdruck ermittelt und der Kesselregelung zur Realisierung zur Verfügung gestellt werden.
  • Für die erforderliche Erfassung der dreidimensionalen Spannungen der kritischen Komponenten der Turbine ist eine Einrichtung vorgesehen, welche vorzugsweise mittels des in der DE 199 10 222 C2 beschriebenen Verfahrens anhand der dreidimensionalen Spannung eine Vergleichsspannung ermittelt und für diese die zulässige Grenze generiert, welche von der aktuellen Turbinenmetalltemperatur der kritischen Turbinenkomponenten, im folgenden auch als Turbinenmetall bezeichnet, abhängt. Vor jeder neuen Aktivierung der Vorschauermittlung für das optimale und somit kostengünstige Anfahren der Turbine werden die mit dem erfindungsgemäßen Modul ermittelten thermodynamischen Parameter mit den aktuellen Parametern der realen Turbine abgeglichen.
  • Die Einrichtung zur Ermittlung der Vergleichsspannung benötigt keine Mess-Sonde, wodurch in vorteilhafter Weise eine kostspielige Konstruktion der Sonde zur Erfassung der Beanspruchung der kritischen Turbinenkomponenten entfällt, insbesondere bei der Doppelgehäuse-Ausführung einer Hochdruckteilturbine aufgrund der unterschiedlichen Gehäuse-Dehnungen.
  • Alternativ ist für die betriebsmäßige Erfassung der Beanspruchung in den kritischen Metall-Komponenten der Turbine, also des Turbinenmetalls, ein Gerät vorgesehen, das sich beispielsweise auf einer von außen in die Turbine, vorzugsweise an einer kritischen Metallstelle, eingeführten speziellen Sonde zur Bestimmung der Dampftemperatur befindet.
  • Erfindungsgemäß ist weiterhin vorgesehen, alternativ zur Erfassung der dreidimensionalen Spannungen der kritischen Turbinenkomponenten und der daraus resultierenden Vergleichsspannungen, nur die tangentialen Wärmespannungen der Außen- und der Innenfaser der kritischen Stelle der Turbinenkomponente zu ermitteln, und zwar aufgrund der nachgebildeten Temperaturdifferenz zwischen der jeweiligen Metall-Faser und der sogenannten integralen Mitteltemperatur der radialen Temperaturverteilung in der jeweiligen Turbinenkomponente. Die tangentialen Wärmespannungen der Außen- und der Innenfaser der kritischen Stelle der Turbinenkomponente werden zusätzlich zu den aktuellen Vergleichsspannungen der Außen- und der Innen-Faser dem Betriebspersonal angezeigt.
  • Obwohl die ermittelten Temperaturdifferenzen nur die tangentiale Wärmespannung an den kritischen Stellen der Turbinenkomponente, ohne Berücksichtigung des Einflusses des Dampfdruckes und der Rotordrehzahl, erfassen und daher nur einen Teil der tangentialen Komponente der bestehenden dreidimensionalen Spannung in der Metallfaser darstellen, wird die ermittelte Temperaturdifferenz als Regelgröße an Stelle der ermittelten Vergleichsspannung eingesetzt und damit in vorteilhafter Weise eine bessere Regelqualität gegenüber der Verwendung der ermittelten Vergleichsspannung als Regelgröße erzielt. Die Regelgröße bezüglich der Temperaturdifferenz wird somit bei einer Änderung der Dampftemperatur als Folge der vom Regler geänderten Stellgrößen, wie der Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung, der Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung und der Änderungsgeschwindigkeit der Eintrittsdampftemperatur am Turbineneintritt, regelungstechnisch günstig beeinflusst.
  • Die Regelung der ermittelten Temperaturdifferenz auf den Sollwert der zulässigen Temperaturdifferenz oder die Regelung der ermittelten Vergleichsspannung auf den Sollwert der zulässigen Vergleichsspannung sind somit im erfindungsgemäßen Verfahren alternativ anwendbar, da die geltenden zulässigen Grenzen für die Vergleichsspannung in die entsprechenden zulässigen Grenzen für die geregelten Temperaturdifferenzen mittels des Vorschaumodells umgerechnet werden und dabei die einzig für die Beurteilung der Beanspruchung ausschlaggebenden Vergleichsspannungen auf deren zulässigen Sollwerte gleichzeitig geregelt werden.
  • Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird zu Beginn des Anfahrprozesses die Beanspruchung an den kritischen Stellen der Turbine, vorzugsweise der Turbinenrotoren, aber auch der Gehäusewand der Turbine, auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert in der geschlossenen Regelschleife bis zur Erreichung seiner zulässigen Beanspruchungsgrenze und weiterhin auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert geregelt, was im Folgenden auch als Beanspruchungsregelung bezeichnet wird. Als Stellgröße wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile und nach Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile wird als Stellgröße die Anstiegsgeschwindigkeit der Eintrittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt. Wenn die Änderung der Außenfaser-Temperatur des kritischen Turbinenmetalls nicht durch die Verstellung einer der - oben angegebenen - Stellgrößen, sondern durch den sich ändernden Wärmeübergangskoeffizienten zustande kommt, wird dabei die Beanspruchungs-Regelung nur ergänzend aktiv, damit die Übereinstimmung der Ist-Beanspruchung mit dem Beanspruchungssollwert erzielt wird. Auf diese Weise wird der Störeinfluss des beim Anfahren ansteigenden Dampfdruckes eliminiert und die benötigte Stabilität der Beanspruchungs-Regelung des kritischen Turbinenmetalls sichergestellt und folglich der angestrebte optimale Verlauf der Frisch-Dampftemperatur am Turbineneintritt bis auf die Nenndampfparameter innerhalb einer mittels des Beschleunigungsfaktors einstellbaren kurzen Ermittlungsdauer realisiert.
  • Für die Ermittlung entsprechenden Dampftemperaturen am Kessel-Austritt umfasst das erfindungsgemäße Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung ein dynamisches Modell der Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine, womit anhand des ermittelten optimalen Verlaufes der jeweiligen Eintrittsdampftemperatur in die Turbine auch die entsprechenden Dampftemperaturen am Kessel-Austritt ermittelbar sind.
  • Durch die Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen der Turbine auf den optimal geführten Sollwert wird die Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls bis zur zulässigen Grenze für die Erzielung des kürzesten Anfahrprozesses konsequent ausgenutzt, wodurch die erste notwendige Bedingung zur Erreichung des kostengünstigsten Turbinen-Anfahrens erfüllt ist.
  • Die zweite notwendige Bedingung zur Erreichung des kostengünstigsten Turbinen-Anfahrens wird durch die Sicherstellung eines monotonen Anstiegs der Frischdampf-Enthalpie unter Berücksichtigung der Erhaltung einer gleichmäßig verlaufenden Dampferzeugung mittels einer vorgesehenen Grenz-Regelung der Frischdampf-Enthalpie erfüllt. Die Grenz-Regelung des monotonen Enthalpie-Anstieges verwendet als Stellgröße die Änderungs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes. Der daraus resultierende zeitliche Verlauf des Frischdampfdruckes wird hierbei als optimaler Verlauf für den Anfahrprozess bei gleichzeitig erfüllter Nebenbedingung bezüglich des monotonen Anstieges der Frischdampf-Enthalpie ermittelt. Der Enthalpiezuwachs bezogen auf den Frischtemperaturzuwachs wird als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf-Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimiert.
  • Auch ohne die einzuhaltende Nebenbedingung bezüglich des monotonen Anstieges der Frischdampf-Enthalpie ist ein alternativer Verlauf zu dem bisher als optimal angenommenen Verlauf des Frischdampfdruckes ermittelbar. In den beiden - unter unterschiedlichen Nebenbedingung - ermittelten Verläufen wird stets der minimale Kostenaufwand ermittelt, indem der in nachfolgender Formel (1) dargestellte ermittelte Kostenaufwand K unter Berücksichtigung des spezifischen Kaufpreises des Brennstoffes ξBR,th, des spezifischen Verkaufspreises des elektrischen Stromes ξelStr und der Differenz Δ der Energie im Brennstoff ThEKe und der mit der Turbine umgesetzten Energie ETu bei Beendigung des Anfahrprozesses entsprechend folgender Formel K = ξBR , th ⋅ ThE Ke - ξelStr ⋅ E Tu ) = ζelStr ⋅ ( Δ - ThE Ke ( 1 - ε ) / ε ) = = ζelStr ⋅ Ekofaktor mit ε = ζelStr / ξBR , th und mit Ekofaktor = Δ - ThE Ke ⁢ 1 - ε / ε
    Figure imgb0001
    minimiert wird.
  • In der Formel (1) bei einem bekannten Verhältnis des spezifischen Verkaufspreis des elektrischen Stromes ξelStr und des spezifischen Kaufpreises des Brennstoffes ξBR,th ist jedoch nur der Ausdruck für den definierten Ekofaktor minimierbar, so dass der minimale Kosten-Aufwand min(K) nach folgenderer Formel (2) ermittelbar ist: min K = ξelStr ⋅ min Ekofaktor
    Figure imgb0002
  • Die Einführung des Ekofaktors ermöglicht in vorteilhafter Weise, dass unterschiedliche Anfahrprozesse, bezüglich der Anfahrkosten, miteinander vergleichbar werden und beispielsweise ein Anfahrprozess - im Vergleich mit dem Anfahrprozess bei erfüllter Nebenbedingung des monotonen Enthalpie-Verlaufes - einen niedrigeren Ekofaktor und somit niedrigere Anfahrkosten aufweist.
  • Damit auch bei stillstehender Turbine, im sogenannten Offline-Betrieb die Abgleich-Funktionen der relevanten physikalischen Größen des Vorschaumodells an die entsprechenden physikalischen Größen der später in Betrieb genommenen Realturbine überprüfbar sind, umfasst das erfindungsgemäße Modul ein Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage einschließlich der Verbindungs-Rohrleitung mit dem Kessel, weiches durch Aufschaltung des Beschleunigungsfaktors ein vielfach beschleunigt arbeitendes Modell für die relevanten physikalischen Größen, wie beispielsweise Dampf-, Metall-Temperaturen, Dampfdrücke, Turbinendrehzahl nachbildet.
  • Eine weitere Besonderheit des Modells zur Nachbildung der realen Turbinenanlage einschließlich der Verbindungs-Rohrleitung mit dem Kessel, sowie auch des Vorschaumodells besteht darin, dass mit diesen Modellen der Anfahrprozess unter Verwendung eines Anfahrdiagramms zur Ausnutzung der zu Beginn des Anfahrprozesses verfügbaren Freibeträge der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls überprüfbar ist. Die entstehenden Anfahrkosten mittels des oben angegebenen Ekofaktors beim Anfahren nach einem Anfahrdiagramm werden mit dem Vorschaumodell ermittelbar. Somit ist ein Vergleich beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm unter Verwendung des Vorschaumodells mit dem oben beschriebenen Verfahren möglich.
  • Das Modul zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens zum prädiktiven Anfahren von Dampfturbinen einer Turbinenanlage umfasst ein Vorschaumodell zur Ermittlung der optimalen Dampfparameter, wie beispielsweise des Frischdampfdrucks und der Frischdampftemperatur vor der HD-Turbine bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung und dazu zusätzlich des Dampfdruckes und der Dampftemperatur des zwischenüberhitzten Dampfes bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung, am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der vollständigen Ausnutzung der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls, wobei das Vorschaumodell die zulässige Beanspruchung des Turbinenmetalls auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zur Erreichung der zulässigen Größe der Beanspruchung des Turbinenmetalls und weiterhin bis zum Ende des Turbinenanfahrens auf die zulässige Größe der Beanspruchungsgrenze des Turbinenmetalls in einer geschlossenen Regelschleife regelt. Als Stellgröße wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Frischdampfregelventile oder der Abfangventile - bei einer Turbine mit Zwischenüberhitzung - und nach Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile als Stellgröße die Anstiegsgeschwindigkeit der Eintrittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt.
  • Ist die reale Turbine abgestellt und kann die Turbine dem Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung keine Messwerte zur Verfügung stellen, wird zur Überprüfung der Funktionen des erfindungsgemäßen Moduls ein Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage, welches insbesondere die Dampfturbine, die Rohrleitungen, die Umleitstationen und die Geräten zur betriebsmäßigen Erfassung der Rotorbeanspruchung der Turbine nachbildet, in das Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung integriert. Das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ist dafür eingerichtet, die Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile nachzubilden, insbesondere zur Ermittlung der tangentialen Wärme-Spannungen des kritischen Turbinenmetalls, und dem Vorschaumodell zur Weiterverarbeitung zuzuführen.
  • Dazu umfasst das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ein Teilmodell der Turbine, ein Teilmodell der Umleitstationen, ein Teilmodell der Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermittlung des Wärme- und Druck-Verlustes in der Dampfrohrleitung zwischen Kessel und Turbine sowie ein Modul zur Ermittlung der thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine.
  • In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist vorgesehen, mittels eines Einstellers einen beliebigen Beschleunigungsfaktor für das Vorschaumodell und das Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage zur Realisierung einer kurzen Ermittlungsdauer der Dampfparameter für das Anfahren der Turbinenanlage einzustellen.
  • Dadurch wird der angestrebte optimale Anstieg der Frisch-Dampftemperatur am Turbineneintritt bis auf die Nenndampfparameter und auf die Zielleistung innerhalb einer mittels des Beschleunigungsfaktors einstellbaren kurzen Ermittlungsdauer realisiert.
  • Optional ist weiterhin vorgesehen, dass bei einer Abschaltung des Vorschaumodells ein Anfahren der Turbine nach vorgegebenen Anfahrdiagrammen unter Berücksichtigung der mit dem Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ermittelten zeitlichen Verläufe der Eintritts-Dampfparameter ausführbar sind.
  • Das Vorschaumodell zur Ermittlung der kostengünstigsten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet vor dem Start der Turbine die vorgegebenen Messsignale der realen Turbine; unter Berücksichtigung der vom Kessel üblicherweise minimal realisierbaren Start-Frischdampf-Temperatur und der Start-Eintrittstemperatur des zwischenüberhitzten Dampfes, sowie auch der Start-Eintrittsdampfdrücke.
  • In vorteilhafter Weise kann die beschriebene vorausschauende Ermittlung optimierter Dampfparameter für ein kostengünstiges Anfahren der Turbine mit dem Vorschaumodell nicht nur vor dem Turbinenstart, sondern auch während des Anfahrprozesses der realen Turbine aktiviert werden, um für den verbleibenden Teil des Anfahrprozesses die günstigsten zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter zu ermitteln und dem Betriebspersonal als Vorgabe-Anstiege für die optimale Anfahrfortsetzung vorzulegen.
  • Weiterhin ist vorgesehen, dass das Vorschaumodell und/oder das Modell zur Nachbildung des Verhaltens der realen Turbinenanlage Vorgabeparameter, wie beispielsweise aus Wärmeschaltbildern entnehmbare Parameter für die realen Dampf-Temperaturen und Dampfdrücke, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder der Turbinengehäuse und zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Turbinen-Metallteilen verarbeiten.
  • Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren und dem Modul zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden somit in vorteilhafter Weise die kostengünstigsten zeitlichen Verläufe der Frischdampfparameter - bei Dampfturbinen mit Zwischenüberhitzung auch die Verläufe der Parameter des zwischenüberhitzten Eintritts-Dampfes - nicht nur am Turbinen-Eintritt, sondern auch am Kesselaustritt vor jedem Start der Turbinenanlage unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der Turbinenkomponenten, um ein Vielfaches schneller - im Vergleich mit der Dauer des realen Turbinenanfahrens - ermittelt. Der Anfahrprozess ist somit durch einen minimalen Anfahr-Kostenaufwand und auch durch eine höhere Wirtschaftlichkeit gekennzeichnet.
  • Das erfindungsgemäße Verfahren und System sind mit den oben beschriebenen Merkmalen auch zur prädiktiven Abfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenanlage einsetzbar.
  • Anhand der in den folgenden Figuren dargestellten Ausführungsbeispielen sollen die Erfindung sowie vorteilhafte Ausgestaltungen, Verbesserungen und weitere Vorteile der Erfindung näher erläutert und beschrieben werden.
  • Es zeigen:
    • Fig. 1
    eine beispielhafte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens einer Dampfturbine,
    Fig. 2
    eine detaillierte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermittlung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine,
    Fig. 3
    ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahren der Dampfturbine im Online-Betrieb, wobei zur Ausführung der Funktionen des Moduls zur prädiktiven Anfahroptimierung die relevanten physikalischen Prozessdaten der realen Turbine dem Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung zugeführt werden,
    Fig. 4
    ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine im Offline-Betrieb, wobei zur Ausführung der Funktionen des erfindungsgemäßen Moduls die relevanten physikalischen Prozessdaten die reale Turbine mittels eines Modells zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage nachgebildet werden,
    Fig. 5
    eine Darstellung für die Verifizierung des Anfahrens der Turbine nach einem Anfahrdiagramm mittels dem Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage, und
    Fig. 6
    die optimalen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter und zu diesen die entsprechenden Verläufe der Beanspruchung beim Anfahren der Turbine nach einem 48 Stunden Stillstand.
  • Fig. 1 zeigt eine beispielhafte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ausführung des Verfahrens zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens einer Dampfturbine, wobei mittels des erfindungsgemäßen Moduls 1 optimale zeitliche Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt, insbesondere vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der vollen Ausnutzung der zulässigen Beanspruchung des Turbinenmetalls, im folgenden auch Metallbeanspruchung genannt, ermittelt werden.
  • Die Dampfparameter beziehen sich auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbine (TFD,vHDT) und am Kesselaustritt (TaK) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK), die Frischdampftemperatur (TFD,vHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (TaK) den Dampfdruck vor der MD-Turbine (pZÜ,vMD) und am Kesselaustritt (paZÜ) und die Dampftemperatur vor der MD-Turbine (TZÜ,vMDT) und am Kesselaustritt (TaZÜ) bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung.
  • Die Metallbeanspruchung wird in einer geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile als Stellgröße YHD bis zur Erreichung der maximalen Regelventilstellung geregelt. Nach dem Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile wird die Metallbeanspruchung in der geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Anstiegs-Geschwindigkeit der Frischdampftemperatur als Stellgröße TFD geregelt. Die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls, die nur aufgrund einer Änderung des Wärmeübergangskoeffizienten zustande kommt, wird vom erfindungsgemäßen Modul 1 erkannt und der Anteil der Aktivität der oben angegebenen Regelung entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung reduziert.
  • Alternativ wird die Metallbeanspruchung bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung des Turbinenteiles für den zwischenüberhitzten Dampf in der geschlossenen Regelschleife mit der Änderung der Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile als Stellgröße YMD bis zum Erreichen der maximalen Abfangventilstellung geregelt. Nach dem Erreichen der maximalen Stellung der Abfangventile wird die Metallbeanspruchung des Turbinenteiles für den zwischenüberhitzten Dampf mit der Änderung der Anstiegs-Geschwindigkeit der Eintritts-Temperatur des zwischenüberhitzten Dampfes als Stellgröße TZÜD geregelt. Hierbei wird die Reduzierung der Aktivität der oben angegebenen Regelung eingeleitet, wenn die Beanspruchung nur aufgrund der Änderung des Wärmekoeffizienten zustande kommt.
  • Die vom Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung ermittelten optimalen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt, sind insbesondere der Dampftemperatur-Verlauf TvT(t) vor der HD (Hochdruck)- Teilturbine und MD (Mitteldruck)- Teilturbine, der zeitliche Dampfdruck-Verlauf pvT(t) vor der HD-Teilturbine und MD-Teilturbine, die thermische Turbinenleistung und/oder Generatorleistung P(t), die Vergleichsspannungen σv(t) der kritischen Metallstellen der Turbine, welche aus der Außenfaser-Spannung σv,a(t) der kritischen Metallstellen der Turbine und der Innenfaserspannung σv,i(t) der kritischen Metallstellen der Turbine-bestimmt werden, die zulässigen Vergleichsspannungen σv,zul(t) der kritischen Metallstellen der Turbine, welche aus der zulässigen Außenfaser-Spannung und der zulässigen Innenfaserspannung σv,zul(t) der kritischen Metallstellen der Turbine bestimmt werden, die charakterisierenden Metalltemperaturdifferenzen ΔT(t) der Vergleichsspannungen σv(t) für die Außenfaser-Spannung und die Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der Turbine, die zulässigen Metalltemperaturdifferenzen ΔTzul(t) der zulässigen Vergleichsspannungen σv,zul(t) für die Außenfaser-Spannung und die Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der Turbine, die ermittelte Wunsch- Dampftemperatur Tstart,wu am HD-Turbineneintritt und am MD-Turbineneintritt und/oder der Ekofaktor, welcher eine spezifische Größe zum Vergleich der Anfahrkosten für ermittelte Anfahrverläufe für unterschiedliche Anfahrprozesse der Turbine charakterisiert.
  • Zusätzlich zu den oben genannten zeitlichen Verläufen der physikalischen Größen des Turbinenanfahrens ist das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung dafür vorgesehen, weitere zeitliche Verläufe Va1, Va2, wie beispielsweise der Frischdampfenthalpie am Turbineneintritt, für eine optimierte und kostengünstige Anfahrt der Turbine bereitzustellen.
  • Durch eine geregelte Anstiegs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes wird ein monotoner Anstieg der nie zurückgehenden Enthalpie-Größe der Frischdampf-Enthalpie mit Rücksicht auf die Sicherstellung der ruhig verlaufenden Dampferzeugung im Kessel gewährleistet.
  • Zur Ermittlung der optimierte Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung zusätzlich zu dem betriebsmäßig erfassten Temperaturfeld im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse G1, den Startkesseldruck K1 und Begrenzungssignale K2 vom Kessel 2.
  • Der Beschleunigungsfaktor zur Aufschaltung auf das Modul 1 mittels eines Einstellers 5, ist beliebig groß einstellbar, womit dem Betriebspersonal des Kraftwerksblockes in vorteilhafter Weise die Vorschau der erforderlichen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter für den Anfahrprozess der Turbine innerhalb kürzester Zeit vorliegt.
  • Weitere Einflussgrößen für die Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter sind Messsignale R1 von der realen Turbine 3, insbesondere die vom Kessel minimal realisierbaren Start- HD- Temperatur Tstart,HD und Start- HD- Druck pstart,HD, oder die Start- MD-Temperatur Tstart,MD und Start- MD- Druck pstart,MD, weiterhin die Turbosatzdrehzahl n, der Dampfdruck in der Turbine vor der HD- Beschaufelung pvHDB und vor der MD- Beschaufelung pvMDB bei einer Turbine mit Zwischenüberhitzung, welche zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Frischdampfparameter - bei Dampfturbinen mit Zwischenüberhitzung auch die Anstiege der Parameter des zwischenüberhitzten Dampfes - nicht nur am Turbinen-Eintritt, sondern auch am Kesselaustritt vor jedem Start der Turbinenanlage verarbeitet werden.
  • Fig. 2 zeigt eine detaillierte Darstellung des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ausführung des Verfahrens zur Ermittlung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahren der Dampfturbine, wobei das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung ein Vorschaumodell 10 umfasst, welches beispielsweise die zulässige Beanspruchung des Turbinenmetalls in einer geschlossenen Regelschleife auf einen optimal, bis zum Wert der zulässigen Beanspruchung geführten Sollwert regelt und anschließend die zulässige Beanspruchung bis zum Erreichen der Nenn-Dampfparameter geregelt einhält. Als Stellgrößen wird zunächst die Öffnungsgeschwindigkeit der Regelventile und nach Erreichen der maximalen Stellung der Regelventile die Anstiegsgeschwindigkeit der Eintrittstemperatur am Turbineneintritt eingesetzt. Die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls, die nur aufgrund einer Änderung des Wärmekoeffizienten zustande kommt, wird erkannt und der Aktivitäts-Anteil der oben angegebenen Regelung entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung angepasst. Dadurch wird der angestrebte optimale Anstieg der Frisch-Dampftemperatur am Turbineneintritt bis auf die Nenndampfparameter innerhalb einer einstellbaren kurzen Ermittlungsdauer, mittels des auf das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung aufgeschalteten Beschleunigungsfaktors, realisiert.
  • Zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfparameter für die vorrausschauende Anfahrt der Turbine umfasst das Vorschaumodell 10 Teilmodelle P1 - P15. Die Teilmodelle umfassen beispielsweise:
    • ein thermodynamisches Modell der Dampfturbine P1 einschließlich der regenerativen Speisewasseranwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik des Zwischenüberhitzers - bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung,
    • eine Turbosatzrotor-Dynamik P7 für das Drehzahlhochfahren des Turbosatzes,
    • Simulationsmodelle P12, P13 der Verbindungs-Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine,
    • Regler P2, P3 für die Ermittlung der HD-Rotor- und MD-Rotor-Beanspruchung mittels der Stellung der Frischdampfregelventile YHD und der Abfangventile YMD der MD-Turbine,
    • eine Regelung P4 der Eintrittsenthalpie vor der HD-Turbine mittels des HD-Dampfdrucks pvHT zur Sicherstellung des optimalen Anstieges des Dampfdruckes am HD-Turbineneintritt als Folge des regelungstechnisch abgesicherten monotonen Verlaufes der Frischdampf-Enthalpie am Turbineneintritt,
    • Module P5, P6 für die Ermittlung der Beanspruchung in den kritischen Komponenten der HD- und MD-Turbine,
    • je einen Regler P10, P11 für die Ermittlung der HD-Rotor- und MD-Rotorbeanspruchung mittels der Eintrittstemperatur der HD- und MD-Turbine,
    • ein weiteres Simulationsmodell P8 zur Ermittlung der Vergleichsspannung (σVa, σVi) der Außen- und Innen-Faser des HD- und MD-Rotors,
    • eine Einheit P9 zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen σVa, σViZUL und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen σVa, σViZUL in die Werte der zulässigen Temperaturdifferenzen (ΔTa, ΔTi)ZUL am HD- und MD-Rotor,
    • ein weiteres Modell P14 zur Ermittlung des Ekofaktors anhand der thermodynamischen Größen der Eintritts- und Austritts-Dampf- Enthalpie und der - ins elektrischen Versorgungsnetz eingespeisten - Generatorleistung P(t), sowie
    • ein weiteres Simulationsmodell P15 zur Bestimmung der Eintritts-Wunschtemperaturen anhand der gemessenen Start-Turbinen- Metalltemperaturen und der vom Kessel angegebenen minimalen Eintrittsdampfdrücke.
  • In vorteilhafter Weise wird die zulässige Vergleichsspannung des Turbinenmetalls in die entsprechende zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz ΔTZUL als Differenz (ΔTZUL = Ta - Tm, bzw. ΔTZUL = Ti - Tm) zwischen der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser (Ta) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser (Ti) der Metallturbinenkomponente umgerechnet und statt der Vergleichsspannung als Regelgröße für die Temperaturdifferenz ΔT eingesetzt.
  • Die Bereitstellung der ermittelten Wärme- und Druckverluste durch die Simulationsmodelle P13, P14 der Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine ermöglicht dem Vorschaumodell die Umrechnung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt für die Sollwerte der Frischdampfregelung des Kessels durchzuführen.
  • Bei der Durchführung des Verfahrens zum prädiktiven Anfahren der Turbine wird zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfparameter zwischen Online- und Offline Betrieb unterschieden.
  • Im Online-Betrieb werden die zulässige Beanspruchung X1 der Turbine aus einer Datenbank 11 des Moduls 1, die betriebsmäßig erfassten Turbinenmetalltemperaturen G1 aus dem Gerät 4 zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse und die Dampfparameter R1 aus der realen Turbine 3 dem Vorschaumodell 10 zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart,wu, der Ekofaktor sowie die Eintrittsdampfenthalpie) am Turbineneintritt und am Kesselaustritt zugeführt und diese Parameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart,wu, der Ekofaktor sowie die Eintrittsdampfenthalpie) an den Ausgängen O1 bis 09 ausgegeben.
  • Wird dem Modul 1 die reale Turbine 3 aufgeschaltet (siehe auch Fig. 3), erhält das Vorschaumodell 10 an einem ersten Eingang In1 Messsignale R1 von der realen Turbine 3 und an einem weiteren Eingang In2 vom Gerät 4 das betriebsmäßig ermittelte Temperaturfeld im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse G1. Dazu befinden sich die Schalter A1 und A2 in der oberen Stellung Ao.
  • Der Startkesseldruck K1, welcher dem vom Kessel 2 zu realisierenden minimalen Start-Frischdampfdruck oder dem zwischenüberhitzten Druck - bei einer Turbine mit Zwischenüberhitzung - entspricht, und die Begrenzungssignale K2 von den kritischen Metallstellen im Kessel 2 werden über einen dritten Eingang In3 und einen vierten Eingang In4 dem Vorschaumodell 10 zur Berücksichtigung der Anstiege der Eintrittsdampfparameter der Turbine, zugeführt.
  • Im Offline-Betrieb werden als Ersatz für die Messsignale R1 und G1 die mittels des Modells 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage simulierten Messsignale dem Vorschaumodell 10 zur weiteren Verarbeitung am Ausgang M2 zugeführt.
  • Ist die Turbine nicht Betrieb (siehe auch Fig. 4), werden auch die Messsignale von der realen Turbine 3 mittels des Modells 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage nachgebildet und dem Vorschaumodell 10 als nachgebildete Messsignale M1 am ersten Eingang In1 übermittelt. Dazu befinden sich die Schalter A1 und A2 in der unteren Stellung Au, der Schalter B in der oberen Stellung Bo, der Schalter A2 in der unteren Stellung Au und der Schalter C in der oberen Stellung Co. Die Verifikation der Funktionen des Moduls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung wird also mittels des Modells 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ausgeführt. Mittels des Modells 12 werden die sonst an der realen Turbine 3 gemessenen Signale R1 und G1 simuliert und am Ausgang M2 zur weiteren Verarbeitung am zweiten Eingang In2 dem Vorschaumodells 10 übermittelt.
  • Mit dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage werden die Dampfturbine, die Umleitstationen, die Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine und/oder die Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine, nachgebildet.
  • Das Vorschaumodell 10 und/oder das Modell 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage verarbeiten weiterhin Vorgabeparameter X1, wie beispielsweise von einem Wärmeschaltbild bereitgestellte Auslegungstemperaturen, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie die zulässige Grenze der Vergleichsspannungen an den kritischen Metallteilen, welche vorzugsweise in einer Datenbank 11 des Moduls 1 gespeichert sind und an einem fünften Eingang In5 dem Vorschaumodell 10 und an einem sechsten Eingang In6 dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage zugeführt werden.
  • In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung wird das Anfahren der Turbine nach einem im Modul 1 integrierten Anfahrdiagramm und mit Hilfe des vielfach beschleunigten Vorschaumodells 10 und/oder dem Modell 12 zur Nachbildung der Turbinenanlage, bezüglich der Ausnutzung der zulässigen Grenzen der Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls (siehe Fig. 5), verifiziert und ein Vergleich mit dem Anfahren nach dem Vorschaumodell ermöglicht.
  • Dazu befinden sich der Schalter B und A2 in den unteren Stellungen Bu und Au sowie der Schalter C in der oberen Stellung Co und die erzeugten zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter gemäß Anfahrdiagramm, die an den Ausgängen D1 und D2 eines Anfahrdiagramm-Generators 13 anstehen, werden mittels der Eingangssignale, am ersten Eingang In1 dem Vorschaumodell 10 und am siebenten Eingang In7 dem Modell 12 zur Durchführung der Verifikation übermittelt.
  • Befindet sich der Schalter C in der unteren Stellung Cu, werden unter Berücksichtigung der aktuell gemessenen Metalltemperaturen an kritischen Stellen des Turbinenmetalls die "Wunsch-Start-Dampftemperatur" für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt der Kesselregelung als Vorgabe zur Realisierung vorgelegt und für die "Wunsch-Start-Dampftemperatur" für den HD- bzw. MD-Turbineneintritt die Anfahr-Vorschau mit Hilfe des Vorschaumodells 10 ermittelt.
  • Fig. 3 zeigt ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ermittlung des vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine, wobei zur Ausführung der Funktionen des Moduls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung die gemessenen Prozessdaten von der realen Teil-Turbine, wie beispielsweise Temperaturen und Dampfdrücke der realen Turbine 3, dem Vorschaumodell 10 zugeführt werden und somit diese Messsignale der Turbine dem Modul 1 vorliegen.
  • Die zulässige Beanspruchung der Turbine wird mittels des vom Gerät 4 betriebsmäßig erfassten Temperaturfeldes im Turbinenmetall ermittelt und dem Vorschaumodell 10 am zweiten Eingang In2 vom Ausgang G1 des Gerätes 4 zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenmotor und/oder im Turbinengehäuse zur weiteren Verarbeitung zugeführt.
  • Die Aufschaltung der Messwerte der realen Turbine 3 auf das Modul 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung bewirkt weiterhin, dass am ersten Eingang In1 des Vorschaumodells 10 Messsignale R1 von der realen Turbine 3 dem Vorschaumodell zur weiteren Verarbeitung aufgeschaltet werden.
  • Das Vorschaumodell 10 verarbeitet weiterhin die Vorgabeparameter X1 aus der Datenbank 11, die dem Vorschaumodell am fünften Eingang ln5 zugeführt werden.
  • Zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter (TvT(t), pvT(t), P(t), σv(t), σv,zul(t), ΔT(t), σv,zul(t), Tstart,wu, des Ekofaktors sowie der Frischdampfenthalpie) am Turbineneintritt und am Kesselaustritt verarbeitet das Vorschaumodell 10 zusätzlich zu den erfassten Metalltemperaturen G1, wie Außentemperatur, Mitteltemperatur und Innentemperatur des Turbinenmetalls, den Startkesseldruck K1 und Begrenzungssignale K2 vom Kessel 2, welche dem Vorschaumodell am dritten Eingang In3 und am vierten Eingang In4 zugeführt werden. Das Vorschaumodell 10 stellt die optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter für die optimierte Anfahrt an den Ausgängen 01- 09 der Turbine und die weiteren Verläufe der vorgewählten physikalischen Größen aus dem Anfahrprozess am Ausgang Va1 bereit.
  • Mit der Verarbeitung der oben genannten Eingangsgrößen im Vorschaumodell 10 wird die Beanspruchung des kritischen Turbinenmetalls für den Anstieg der Eintrittsdampftemperatur bis zu ihrer zulässigen Grenze vollständig eingesetzt und der Anstiegsverlauf des Frischdampfdruckes und/oder des zwischenüberhitzten Druckes - bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung- verläuft bis auf die Nennwerte des Druckes optimal, indem die Beanspruchung in den Turbinenrotoren in der geschlossenen Schleife geregelt wird und eine Korrektur des Anstiegsgradienten der Eintrittstemperatur schon im Bereich unterhalb der zulässigen Beanspruchungsgrenzen nach dem oben beschriebenen Regelverfahren in der geschlossenen Regelschleife auf einem Sollwert stattfindet. Gleichzeitig steigen der Frischdampfdruck und der Dampfdruck vor der Teilturbine für den zwischenüberhitzten Dampf optimal an. Dadurch ist in vorteilhafter Weise der optimale Anstieg der jeweiligen Entritts-Dampftemperatur bei den niedrigsten Anfahrkosten der Turbine realisiert.
  • Fig. 4 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Moduls 1 zur Ermittlung eines vorrausschauenden kostengünstigen Anfahrens der Dampfturbine, wobei die reale Turbine 3 durch das Modell 12 zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der Turbinenanlage nachgebildet ist und für die Ausführung der Funktionen des Moduls 1 zur prädiktiven Anfahroptimierung bei abgeschalteter realer Turbine 3 das stationäre und dynamische Verhalten der realen Turbine 3 simuliert wird. Die Verifikation der Funktionen des Vorschaumodells wird somit mittels des im Modul 1 enthaltenen Modells 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ausgeführt, so dass keine Signale von der realen Turbine 3 erforderlich sind.
  • Die zulässige Beanspruchung der Turbine wird mittels des Modells 12 nachgebildet und zur Ermittlung der optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter (TvT(t), pvT(t), P(t), ΔT(t), ΔTzul(t), Tstart,wu, des Ekofaktors sowie der Frischdampfenthalpie) am Turbineneintritt und am Kesselaustritt dem Vorschaumodell 10 als nachgebildeten physikalischen Größen M2 am zweiten Eingang In2 zur oben beschriebenen weiteren Verarbeitung zugeführt.
  • Das Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage verarbeitet auch Vorgabeparameter X1, wie beispielsweise die Temperaturen aus einem Wärmeschaltbild, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie die zulässige Grenze der Vergleichsspannungen an den kritischen Metallteilen, die am sechsten Eingang In6 dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage zugeführt werden.
  • Die benötigten Messsignale von der realen Turbine 3 werden vom Modell 12 nachgebildet und dem Vorschaumodell 10 als simulierte Messsignale M1 am ersten Eingang ln1 übermittelt.
  • Fig. 5 zeigt eine Darstellung für die Verifizierung des Anfahrens der Turbine nach einem der Anfahrdiagramme mittels des Anfahrdiagramm-Generator 13, wobei bei einer Abschaltung des Vorschaumodells 10 ein Anfahren der Turbine nach vorgegebenen Anfahrdiagrammen unter Berücksichtigung der mittels des Modells 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ermittelten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter D2 ausgeführt wird.
  • Die mit dem Anfahrdiagramm-Generator 13 erzeugten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter D2 gemäß dem Anfahrdiagramm werden dem Modell 12 zur Nachbildung der realen Turbinenanlage am siebenten Eingang In7 übermittelt, um mit dem Modell 12 das Turbinenanfahren nach dem jeweiligen Anfahrdiagramm zu simulieren.
  • Weiterhin ist vorgesehen, dass die gemäß den Anfahrdiagrammen mittels des Anfahrdiagramm-Generators 13 erzeugten, zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter D1 dem Vorschaumodell 10 am ersten Eingang In1 zur Bestimmung der zulässigen Vergleichsspannungen im jeweiligen Turbinenmetall dem Vorschaumodell 10 zugeführt werden.
  • Fig. 6a zeigt beispielhaft die optimalen zeitlichen Verläufe der Dampfparameter und Fig. 6b die entsprechenden Verläufe der Beanspruchung des Turbinenmetalls beim Anfahren der HD-Teilturbine nach einem achtundvierzigstündigen Turbinenstillstand unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls mittels des erfindungsgemäßen Moduls 1. Die Vorschau des optimierten vorrausschauenden Anfahrens für das Anfahren der Turbine beginnt ab der 70. Sekunde mit einer 10-fachen beschleunigten Vorschau (Tb= 10).
  • In der Fig. 6a sind die Turbinendrehzahl n, die Verläufe der Stellgröße für die FD-Regelventile YHD, der Frischdampfdruck vor der HD-Teilturbine pFD,vHDT, die Dampfdrücke vor Beschaufelung der HD-Teilturbine pvHDB, am Kesselaustritt paK, und hinter der HD-Teilturbine phHDT, sowie die Temperaturverläufe der radialen Temperaturverteilung in der kritischen Turbinenkomponente mit der Außenfaser Ta, der integralen Mitteltemperatur Tm und der Innenfaser Ti sowie die Verläufe der Temperaturen vor der HD-Teilturbine TFD,vHDT, vor Beschaufelung der HD-Teilturbine TvHDB, und am Kesselaustritt TaK aufgetragen. Darüber hinaus ist der Verlauf der Dampfmassenströme mHDT, mMDT durch die HD- und MD- Turbine und der Dampfmassenstrom mHDBP durch die HD-Umleitstation sowie die Generatorleistung PGen für die optimierte Anfahrt dargestellt.
  • In Fig. 6b sind die zu Fig. 6a entsprechenden Verläufe der Beanspruchung des Turbinenmetalls dargestellt, wobei die zeitlichen Verläufe der zulässigen Vergleichsspannungen σa,zul, σi,zul der kritischen Metallstellen der Turbine aufgezeigt sind. Die zulässigen Vergleichsspannungen σa,zul, σi,zul beziehen sich auf die Außenfaser-Spannung σa und Innenfaserspannung σi der kritischen Metallstellen der Turbine in der entsprechenden zulässigen Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenzen ΔTiZUL, ΔTaZUL als Differenz ΔTa, ΔTi zwischen der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser Ta, oder der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser Ti der Metallturbinenkomponente.
    • Bezugszeichenliste
    • 1
    Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung
    2
    Kessel
    3
    Turbine
    4
    Gerät zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse
    5
    Einsteller für den Beschleunigungsfaktor für die Simulation
    10
    Vorschaumodell
    11
    Datenbank zur Speicherung von Vorgabeparametern
    12
    Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage
    13
    Generator, der die zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine gemäß Anfahrdiagrammen generiert
    A1
    erster Schalter
    A2
    zweiter Schalter
    B
    dritter Schalter
    C
    vierter Schalter
    D1
    generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine nach dem jeweiligen vorgewählten Anfahrdiagramm für das Vorschaumodell
    D2
    generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine nach dem jeweiligen vorgewählten Anfahrdiagramm für das Modell der realen Turbinenanlage
    G1
    Ausgangssignale bezogen auf das ermittelte Temperaturfeld des Turbinenrotors und/oder des Turbinengehäuses
    HD
    Hochdruck
    In1
    Eingangssignale als abzugleichenden Messsignale von der realen Turbine
    In2
    Eingangssignale für abzugleichende Metalltemperaturen aus dem Modell zur Nachbildung der Turbinenanlage oder Messsignale von der realen Turbine
    In3
    Eingangssignal für den Startdampfdruck, welcher als Ausgangssignal vom Kessel bereitgestellt wird
    In4
    Begrenzungssignale vom Kessel
    In5
    Eingangssignale, wie beispielsweise die realen Dampftemperaturen oder Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige der Vergleichsspannungen an den kritischen Turbinen-Metallteilen
    In6
    Eingangssignale, wie beispielsweise die realen Dampftemperaturen oder Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige der Vergleichsspannungen an den kritischen Turbinen-Metallteilen für das Modell zur Nachbildung des stationären und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage
    In7
    Eingangssignale als generierte zeitliche Verläufe der Eintrittsdampfparameter der Turbine gemäß den Anfahrdiagrammen für das Modell 12 zur Nachbildung des Verhaltens der realen Turbinenanlage
    K1
    Startkesseldruck für das Vorschaumodell
    K2
    Begrenzungssignale vom Kessel für das Vorschaumodell
    MD
    Mitteldruck
    M1
    nachgebildete abzugleichende Messsignale für das Vorschaumodell mittels des Modells zur Nachbildung der Turbinenanlage
    M2
    nachgebildete Signale der Turbine für das Vorschaumodell aus dem Modell zur Nachbildung der realen Turbinenanlage
    M3, Va2
    weitere relevante Daten des ermittelten Anfahrens bei Aufschaltung des Modells zur Nachbildung des Verhaltens der realen Turbinenanlage
    ND
    Niederdruck
    O1
    Ausgangssignale für die zeitlichen Verläufe der Eintritts-Dampftemperaturen der HD/MD-Turbine (TvT(t))
    O2
    Ausgangssignale für die zeitlichen Verläufe der Eintritts-Dampfdrücke der HD/MD-Turbine (pvT(t))
    O3
    Ausgangssignal für die thermische Turbinenleistung und/oder Generatorleistung (P(t))
    O4
    Ausgangssignal für den Ekofaktor
    O5
    Ausgangssignale für die Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv (t))
    O6
    Ausgangssignale für die zulässigen Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t))
    O7
    Ausgangssignale für die Temperaturdifferenzen der kritischen Metallstellen der Turbine ((ΔT(t))
    O8
    Ausgangssignale für die zulässigen Temperaturdifferenzen der kritischen Metallstellen der Turbine (ΔTzul(t))
    O9
    Ausgangssignal für die - aus der Sicht des Bedarfs des jeweiligen kritischen Turbinenteiles - ermittelte Wunsch- Dampftemperatur (Tstart,wu) am Eintritt der jeweiligen Teil-Turbine
    O10, Va1
    Ausgangssignale des Vorschaumodells als weitere relevante Daten für die zeitlichen Verläufe der Eintrittsparameter aus dem ermittelten Anfahren der jeweiligen Teil-Turbine
    P1 bis P15
    Teilmodelle des Vorschaumodells
    R1
    Messsignale von der realen Turbine
    mHDT
    Brennstoffverbrauch für die HD- Turbine
    mMDT
    Brennstoffverbrauch für die MD- Turbine
    n
    Turbinendrehzahl
    nn
    Nenndrehzahl
    PFD,vHDT
    Frischdampfdruck vor HD-Turbine
    pvHDB
    Dampfdruck vor Beschaufelung der HD-Turbine
    phHDT
    Dampfdruck hinter HD-Turbine
    paK
    Dampfdruck am Kesselaustritt
    TFD,vHDT
    Frischdampftemperatur vor HD-Turbine
    TvHDB
    Dampftemperatur vor Beschaufelung der HD-Turbine
    TaK
    Dampftemperatur am Kesselaustritt
    PZÜ,vMDT
    Dampfdruck vor MD-Turbine
    pvMDB
    Dampfdruck vor Beschaufelung der MD-Turbine
    phMDT
    Dampfdruck hinter der MD-Turbine
    paZÜ
    Dampfdruck am Kesselaustritt Zwischenüberhitzer
    TZÜ,vMDT
    Dampftemperatur vor der MD-Turbine
    TvMDB
    Dampftemperatur vor Beschaufelung der MD-Turbine
    TaZÜ
    Dampftemperatur am Kesselaustritt Zwischenüberhitzer
    PGen
    Generatorleistung
    pvT(t)
    zeitlicher Dampfdruck-Verlauf vor der HD/MD-Turbine
    P(t)
    thermische Turbinenleistung, elektrische Generatorleistung
    Tb
    Beginn der beschleunigten Vorschau
    TFD
    Stellgröße für die Änderungs-Geschwindigkeit der Frischdampf- Eintrittsdampftemperatur am Turbineneintritt bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung
    TZÜD
    Stellgröße für die Änderungs-Geschwindigkeit der Eintrittsdampftemperatur bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung
    Tstart,wu
    die aus der Sicht des Bedarfs des jeweiligen kritischen Turbinenteiles - ermittelte Wunsch- Dampftemperatur am Eintritt der jeweiligen Teil-Turbine
    ΔTiZUL
    zulässigen Temperaturdifferenzen als Differenz ΔTa zwischen der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser Ta
    ΔTaZUL
    zulässigen Temperaturdifferenzen als Differenz ΔTi zwischen der integralen Mitteltemperatur Tm der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser Ti
    ΔT(t)
    Temperaturdifferenzen, bezogen auf die Außenfaser und die Innenfaser der kritischen Metalistellen der Turbine
    ΔTzul(t)
    zulässige Temperaturdifferenzen, bezogen auf die Außenfaser und die Innenfaser der kritischen Metallstellen der Turbine
    TvT(t)
    zeitlicher Dampftemperatur-Verlauf vor der HD/MD-Turbine
    YHD
    Stellgröße für die Öffnungsgeschwindigkeit der FD-Regelventile
    YMD
    Stellgröße für die Öffnungsgeschwindigkeit der Abfangventile
    σv (t)
    Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der HD/MD-Turbine
    σ v,a(t)
    die Außenfaser-Spannung σa der kritischen Metallstellen der HD/MD-Turbine
    σv,i(t)
    die Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der HD/MD-Turbine
    σv,zul(t)
    zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Außenfaser-Spannung und Innenfaserspannung der kritischen Metallstellen der Turbine
    σa,zul
    zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Außenfaser-Spannung σa der kritischen Metallstellen der Turbine
    σi,zul
    zulässige Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine, bezogen auf die Innenfaserspannung σi der kritischen Metallstellen der Turbine

Claims (46)

  1. Verfahren zum vorrausschauenden Anfahren von Dampfturbinen einer Turbinenanlage mittels eines Moduls (1), wobei
    - optimierte zeitliche Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor und/oder während des Anfahrens der Turbine unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls mittels eines im Modul (1) integrierten Vorschaumodells (10) ermittelt werden,
    - die Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zum Erreichen einer zulässigen Beanspruchungsgrenze mittels des Vorschaumodells (10) geregelt wird,
    - weiterhin mittels dem Vorschaumodell (10) die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls bis zum Erreichen vorgegebener Nenn-Dampftemperaturen geregelt eingehalten wird, und
    - als Stellgrößen für die Kessel- und/oder Turbinenregelung die Öffnungsgeschwindigkeit der Frischdampfregelventile (YHD) und der Abfangregelventile (YMD) und nach Erreichen der maximalen Stellung der Ventile als Stellgröße die Änderungsgeschwindigkeit der Dampfparameter am jeweiligen Turbineneintritt eingesetzt werden.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls, aufgrund einer Änderung des Wärmekoeffizienten vom Vorschaumodell (10) erkannt wird, und der Anteil der Aktivität der Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung reduziert wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass sich die Dampfparameter auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbine (TFD,vHDT) und am Kesselaustritt (TaK) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK), die Frischdampftemperatur (TFD,vHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (TaK) den Dampfdruck vor der MD-Turbine (pZÜ,vMD) und am Kesselaustritt (paZÜ) und die Dampftemperatur vor der MD-Turbine (TZÜ,vMDT) und am Kesselaustritt (TaZÜ) bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung beziehen.
  4. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter durch minimale Anfahrkosten für ein kostengünstigstes Anfahren der Turbine gekennzeichnet werden.
  5. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Regelung der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls als Regelgröße die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbinenmetalls generiert wird.
  6. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbinenmetalls in die entsprechende zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) als Differenz zwischen der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser (Ta) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser (Ti) des Turbinenmetalls umgerechnet wird und die entsprechende zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) statt der Vergleichsspannung zur Regelung der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls eingesetzt wird.
  7. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls in Abhängigkeit von aktuell gemessenen oder simulierten Turbinenmetalltemperaturen geregelt eingehalten wird.
  8. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Modul (1) ein Modell (12) zur Nachbildung des statischen und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage integriert wird, welches das thermodynamische Verhalten der Turbinenanlage einschließlich der Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile nachbildet und dem Vorschaumodell (10) zur Verarbeitung zuführt.
  9. Verfahren nach Anspruch 8 dadurch gekennzeichnet, dass mit dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage die Turbine, die Umleitstationen, die Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermittlung des Wärme- und Druck-Verlustes in der Dampfrohrleitung zwischen Kessel und Turbine und die thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine modelliert werden.
  10. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mittels des Vorschaumodells (10) als Dampfparameter der zeitliche Dampftemperatur-Verlauf vor der Turbine (TvT(t)), der zeitliche Dampfdruck-Verlauf vor der Turbine (pvT(t)), die thermische Turbinenleistung und/oder Generatorleistung (P(t)), die Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv (t)), die zulässigen Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t)), die Metalltemperaturdifferenzen (ΔT(t)) der Vergleichsspannungen (σv(t)), die zulässigen Metalltemperaturdifferenzen (ΔTzul(t)) der zulässigen Vergleichsspannungen (σv,zul(t)), die Wunsch- Dampftemperatur (Tstart,wu) am Turbineneintritt und der Ekofaktor ermittelt werden.
  11. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus dem Vorschaumodell (10) zeitliche Verläufe weiterer physikalischer Größen (Va1), wie beispielsweise der Frischdampfenthalpie, für eine optimierte Anfahrt der Turbine und/oder aus dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage weitere zeitliche Verläufe der für das Anfahren relevanten physikalischen Größen (Va2), wie beispielsweise die Turbinendrehzahl nach einem Anfahrdiagramm bereitgestellt werden.
  12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass ein monotoner Anstieg der Frischdampf-Enthalpie für eine gleichmäßig verlaufende Dampferzeugung mittels einer Grenz-Regelung der Frischdampf-Enthalpie erreicht wird, wobei als Stellgröße die Änderungs-Geschwindigkeit des Frischdampfdruckes eingesetzt wird.
  13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass der Enthalpiezuwachs unter Berücksichtigung des Frischtemperaturzuwaches als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf-Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimiert wird.
  14. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die optimierten Dampfparameter mittels im Vorschaumodell (10) vorhandener Teilmodelle (P1 - P15) ermittelt werden und dass die Teilmodelle (P1-P15) beispielsweise ein thermodynamisches Modell der Dampfturbine einschließlich der regenerativen Speisewasseranwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik der Zwischenüberhitzung (P1), eine Turbosatzrotor-Dynamik (P7), Simulationsmodelle der Verbindungs-Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine (P12), (P13), einen Regler für die Ermittlung der Beanspruchungen (P2), (P3), (P10), (P11), eine Regelung der Frischdampfenthalpie vor der HD-Turbine (P4), Module für die Ermittlung der Beanspruchung in den kritischen Komponenten der Turbine (P5), (P6), ein weiteres Simulationsmodell zur Ermittlung der Vergleichsspannung des Rotors P(8), eine Einheit zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen in die Werte der zulässigen Temperaturdifferenzen an den Rotoren (P9), ein Modell zur Ermittlung des Ekofaktors (P14) sowie ein Simulationsmodell zur Bestimmung der Eintritts-Wunschtemperaturen (P15) umfassen.
  15. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Ermittlung optimierter Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt mittels des Vorschaumodells (10) Begrenzungssignale (K2) vom Kessel (2) und ein Startkesseldruck (K1) im Vorschaumodell (10) verarbeitet werden.
  16. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mittels eines Einstellers (5) ein Beschleunigungsfaktor zur vielfach beschleunigten Vorschauermittlung zum Anfahren der Turbinenanlage gegenüber dem Verhalten der realen Turbinenanlage eingestellt wird.
  17. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass zum Vergleich mit dem optimierten Turbinenanfahren mit dem Vorschaumodell (10) der Ekofaktor beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm ermittelt werden.
  18. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass bei stillstehender Turbine die Funktionen des Vorschaumodells (10) mittels des Modells (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage, beispielsweise der Abgleich an die aktuellen Turbinenparameter, überprüft werden.
  19. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Vorschaumodell (10) und/oder im Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage Vorgabeparameter (X1), wie beispielsweise vorgegebene Dampftemperaturen und Dampfdrücke aus Wärmeschaltbildern, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder der Turbinengehäuse sowie zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Metallteilen der Turbine verarbeitet werden.
  20. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter Messsignale (R1) von der realen Turbine 3 oder simulierte Messsignale (M1) aus dem Modell (12) zur Nachbildung der Turbinenanlage verarbeitet werden.
  21. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Ermittlung der günstigsten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter eine Vorschau-Ermittlung mit dem Vorschaumodell (10) vor dem Turbinenstart und/oder während eines bereits angefangenen Anfahrprozesses der realen Turbine 3 ausgeführt wird.
  22. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Anfahrkosten mittels des Vorschaumodells (10) für unterschiedliche Anfahrprozesse ermittelt werden und/oder ein minimaler Kostenaufwand für den jeweiligen Anfahrprozess bestimmt wird.
  23. Modul zur prädiktiven Anfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenanlage, welches
    - ein Vorschaumodell (10) zur Ermittlung optimierter zeitlicher Verläufe der Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt vor jedem Anfahren der Turbine unter Berücksichtigung der zulässigen Beanspruchung der kritischen Stellen des Turbinenmetalls umfasst,
    - das Vorschaumodell (10) die Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf einen optimal ansteigenden Beanspruchungs-Sollwert bis zum Erreichen einer zulässigen Beanspruchungsgrenze regelt,
    - weiterhin das Vorschaumodell (10) die zulässige Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls bis zum Erreichen vorgegebener Nenn-Dampftemperaturen geregelt einhält, und
    - als Stellgrößen für die Kessel- und/oder Turbinenregelung die Öffnungsgeschwindigkeit der Frischdampfregelventile (YHD) und der Abfangregelventile (YMD) und nach Erreichen der maximalen Stellung der Ventile als Stellgrößen die Anstiegsgeschwindigkeit der Dampfparameter am jeweiligen Turbineneintritt eingesetzt sind.
  24. Modul nach Anspruch 23, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) die Änderung der Beanspruchung an der kritischen Stelle des Turbinenmetalls aufgrund einer Änderung des Wärmekoeffizienten erkennt und der Anteil der Aktivität der Regelung der Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls auf den mit der zulässigen Beanspruchung identischen Sollwert entsprechend dem restlichen Bedarf der geregelten Beanspruchung reduzierbar ist.
  25. Modul nach einem der Ansprüche 23 oder 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Dampfparameter auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK) und die Frischdampftemperatur vor der HD- Turbine (TFD,vHDT) und am Kesselaustritt (TaK) bei Turbinen ohne Zwischenüberhitzung oder auf den Frischdampfdruck vor der HD-Turbine (pFD,vHD) und am Kesselaustritt (paK), die Frischdampftemperatur (TFD,vHDT) vor der HD- Turbine und am Kesselaustritt (TaK), den Dampfdruck vor der MD-Turbine (pZÜ,vMD) und am Kesselaustritt (paZÜ) und die Dampftemperatur vor der MD-Turbine(TZÜ,vMDT) und am Kesselaustritt (TaZÜ) bei Turbinen mit Zwischenüberhitzung sind.
  26. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 25, wobei die optimierten zeitlichen Verläufe der Dampfparameter durch minimale Anfahrkosten für ein kostengünstigstes Anfahren der Turbine gekennzeichnet sind.
  27. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 26, dadurch gekennzeichnet, dass als Regelgröße zur Regelung der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls die zulässige Vergleichsspannung des kritischen Turbinenmetalls generierbar ist.
  28. Modul nach Anspruch 27, dadurch gekennzeichnet, dass die zulässige Vergleichsspannung kritischen Turbinenmetalls in die äquivalente zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) als Differenz zwischen der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Außenfaser (Ta) oder der integralen Mitteltemperatur (Tm) der radialen Temperaturverteilung in der Turbinenkomponente und der Temperatur der Innenfaser (Ti) des Turbinenmetalls umrechenbar ist und die äquivalente zulässige Grenze der charakteristischen Temperaturdifferenz (ΔTZUL) statt der Vergleichsspannung zur Erreichung der zulässigen Größe der zulässigen Beanspruchung an den kritischen Stellen des Turbinenmetalls eingesetzt wird.
  29. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 28, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gerät (4) zur betriebsmäßigen Erfassung des Temperaturfeldes im Turbinenrotor und/oder im Turbinengehäuse vorgesehen ist, welches die aktuellen Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile erfasst und dem Vorschaumodell (10) zuführt.
  30. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 29, dadurch gekennzeichnet, dass in einem Modell (12) zur Nachbildung des statischen und dynamischen Verhaltens der realen Turbinenanlage das thermische Verhalten der Turbinenanlage einschließlich der Turbinenmetalltemperaturen der kritischen Turbinenteile simuliert und dem Vorschaumodell (10) zur Verarbeitung zuführt.
  31. Modul nach Anspruch 30, dadurch gekennzeichnet, dass das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage ein Modell der Turbine, ein Modell der Umleitstationen, ein Modell der Verbindungsdampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine zur Ermittlung des Wärme- und Druck-Verlustes in der Dampfrohrleitung zwischen Kessel und Turbine und ein Modul zur Ermittlung der thermischen Beanspruchung an den kritischen Komponenten der Turbine umfasst.
  32. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 31, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) als Dampfparameter den zeitlichen Dampftemperatur-Verlauf vor der Turbine (TvT(t)), den zeitlichen Dampfdruck-Verlauf vor der Turbine (pvT(t)), die thermischen Turbinenleistung und/oder Generatorleistung (P(t)), die Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv (t)), die zulässigen Vergleichsspannungen der kritischen Metallstellen der Turbine (σv,zul(t)), die Metalltemperaturdifferenzen (ΔT(t)) der Vergleichsspannungen (σv(t)), die zulässigen Metalltemperaturdifferenzen (ΔTzul(t)) der zulässigen Vergleichsspannungen (σv,zul(t)), die Wunsch- Dampftemperatur (Tstart,wu) am Turbineneintritt und/oder den Ekofaktor bestimmt.
  33. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 32, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zeitliche Verläufe weiterer physikalischer Größen (Va1), wie beispielsweise der Frischdampfenthalpie, für eine optimierte Anfahrt der Turbine und/oder das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage weitere zeitliche Verläufe der für das Anfahren relevanten physikalischen Größen (Va2), wie beispielsweise der Turbinendrehzahl, nach einem Anfahrdiagramm bereitstellt.
  34. Modul nach Anspruch 33, dadurch gekennzeichnet, dass mittels einer Grenzregelung der Frischdampf-Enthalpie ein monotoner Anstieg der Frischdampf-Enthalpie erreichbar ist, wobei die Stellgröße der Grenzregelung die Änderungsgeschwindigkeit des Frischdampfdruckes ist.
  35. Modul nach Anspruch 34, dadurch gekennzeichnet, dass der Enthalpiezuwachs unter Berücksichtigung des Frischtemperaturzuwaches als prozentmäßiger Anteil des Verhältnisses der Differenzen der Frischdampf-Enthalpien und der Frischdampf-Temperaturen zwischen deren Start- und Nenn-Werten optimierbar ist.
  36. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 35, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der optimierten Dampfparameter Teilmodelle (P1 - P15) umfasst und dass die Teilmodelle (P1-P15) beispielsweise ein thermodynamisches Modell der Dampfturbine einschließlich der regenerativen Speisewasseranwärmung, der Umleitstationen sowie der Druckdynamik der Zwischenüberhitzung (P1), eine Turbosatzrotor-Dynamik (P7), Simulationsmodelle der Verbindungs-Dampfrohrleitungen zwischen dem Kessel und der Turbine (P12), (P13), ein Regler für die Ermittlung der Beanspruchungen (P2), (P3), (P10), (P11), eine Regelung der Frischdampfenthalpie vor der HD-Turbine (P4), Module für die Ermittlung der Beanspruchung in den kritischen Komponenten der Turbine (P5), (P6), ein weiteres Simulationsmodell zur Ermittlung der Vergleichsspannung des Rotors (P8), eine Einheit zur Bestimmung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen und zur Umrechnung der zulässigen Vergleichs-Beanspruchungen in die Werte der zulässigen Temperaturdifferenzen an den Rotoren (P9), ein Modell zur Ermittlung des Ekofaktors (P14) sowie ein Simulationsmodell zur Bestimmung der Eintritts-Wunschtemperaturen (P15) sind.
  37. Modul nach Anspruch 36, dadurch gekennzeichnet, dass mittels der Teilmodelle (P1 - P15) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage Wärme- und Druckverluste in den Dampfrohrleitungen zwischen Kessel (2) und Turbine (3) zur Vorschau der mit dem Kessel (2) zu realisierenden Dampfparameter am Kesselaustritt ermittelbar sind.
  38. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 37, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung optimierter Dampfparameter am Turbineneintritt und am Kesselaustritt Begrenzungssignale (K2) vom Kessel (2) und einen Startkesseldruck (K1) verarbeitet.
  39. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 38, dadurch gekennzeichnet, dass ein Einsteller (5) zur Einstellung eines des Beschleunigungsfaktors zur vielfach beschleunigten Vorschauermittlung für das Turbinenanfahren gegenüber dem Verhalten der realen Turbinenanlage vorgesehen ist.
  40. Modul nach einem der Ansprüche 32 bis 39, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zum Vergleich mit dem optimierten Turbinenanfahren den Ekofaktor beim Anfahren der Turbine nach einem Anfahrdiagramm ermittelt.
  41. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 40, dadurch gekennzeichnet, dass bei stillstehender Turbine die Funktionen des Vorschaumodells (10) mittels des Modells (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage, beispielsweise der Abgleich an die aktuellen Turbinenparameter, überprüfbar sind.
  42. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 41, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) und/oder das Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage Vorgabeparameter (X1), wie beispielsweise vorgegebene Dampftemperaturen und Dampfdrücke aus Wärmeschaltschildern, Materialwerte der Turbinen-Rotoren und/oder des Turbinengehäuses sowie zulässige Vergleichsspannungen an kritischen Metallteilen der Turbine verarbeiten.
  43. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 42, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) zur Ermittlung der zeitlichen Verläufe der Dampfparameter Messsignale (R1) von der realen Turbine 3 oder simulierte Messsignale (M1) aus dem Modell (12) zur Nachbildung der realen Turbinenanlage verarbeitet.
  44. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 43, dadurch gekennzeichnet, dass für eine Ermittlung der günstigsten zeitlichen Verläufe der Eintrittsdampfparameter eine Vorschau-Ermittlung mit dem Vorschaumodell vor dem Turbinenstart und/oder während eines bereits angefangenen Anfahrprozesses der realen Turbine 3 ausführbar ist.
  45. Modul nach einem der Ansprüche 23 bis 44, dadurch gekennzeichnet, dass das Vorschaumodell (10) die Anfahrkosten für unterschiedliche Anfahrprozesse miteinander vergleicht und/oder einen minimalen Kostenaufwand für den jeweiligen Anfahrprozess bestimmt.
  46. Verwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens und Moduls nach einem der vorherigen Ansprüche zur prädiktiven Anfahroptimierung von Dampfturbinen einer Turbinenanlage.
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