EP3246536A1 - Verfahren zum synchronsieren einer turbine mit dem stromnetz - Google Patents

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EP3246536A1
EP3246536A1 EP16169924.4A EP16169924A EP3246536A1 EP 3246536 A1 EP3246536 A1 EP 3246536A1 EP 16169924 A EP16169924 A EP 16169924A EP 3246536 A1 EP3246536 A1 EP 3246536A1
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EP
European Patent Office
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turbine
frequency
acceleration
network
target
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP16169924.4A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Marc Borowski
Michael Winkel
Gerta Zimmer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Siemens Corp
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
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Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Priority to EP16169924.4A priority Critical patent/EP3246536A1/de
Publication of EP3246536A1 publication Critical patent/EP3246536A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

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

Definitions

  • the invention relates to a method for synchronizing a turbine with a power grid and an associated control device.
  • the object of the present invention is to provide a method for improved synchronization of a turbine with an AC network.
  • the solution to this problem can be found in particular in the independent claims.
  • the subclaims indicate embodiments. Further details can be found in the description.
  • Step B) is necessary because without a detection of the differential angle is also not clear how the differential angle is to change targeted.
  • the differential angle between the turbine and the grid is about the differential angle of the voltage in front of and behind the switch between the grid and the generator.
  • the differential speed is to be detected in step C).
  • step D) With a matching speed of the turbine and the AC network, a target angle position between the turbine and the AC network that is suitable for a synchronous feed is to be achieved. If this is not done by chance, the difference angle and the difference speed must be recorded in order to be able to regulate optimally.
  • the correct acceleration is selected, so that at a matching speed of the turbine and AC network, a suitable synchronous feed target position between the turbine and AC network is achieved.
  • a difference angle of zero is desired as the target angular position.
  • phase difference is also used synonymously. It can also be spoken of the desired phase position instead of the target angular position.
  • the present method allows a much faster synchronization than the procedure described above. This is very important as there may be situations where it is crucial to be able to quickly start feeding before instabilities occur in the grid.
  • the acceleration can not be abruptly changed at a certain time or under a certain condition.
  • the acceleration can therefore not follow a discontinuous change of an acceleration setpoint. Therefore, in the present case, the acceleration target value is continuously changed. This can largely follow the acceleration of the turbine.
  • step D By accelerating or decelerating according to step D), that is to say following a setpoint trajectory, the setpoint acceleration is continuously adjusted. Specifically, the position of the valve for supplying steam is constantly changed, as a rule, the steam supply is reduced continuously.
  • a deceleration of the turbine is required - if at all - only to a very small extent. Since there are always some frictional losses, there is a delay due solely to the fact that no more steam is supplied. In order to keep the turbine speed constant, even if the generator is not running, a low steam supply is required. Of course, if necessary, the turbine can be delayed beyond the already occurring friction losses.
  • the mains frequency may change due to fluctuations in the network.
  • steps B) and C) ie detection of the differential angle and the differential speed, a changing network frequency is taken into account.
  • a changing network frequency is taken into account.
  • the desired trajectory is selected such that the acceleration should be zero when the target angular position is reached. It is clear that the acceleration does not have to be exactly zero. However, it makes sense to choose such a desired trajectory in which the acceleration should be zero when reaching the target angular position. This allows the synchronization to be stable.
  • the desired acceleration is converted to a desired speed, which is transferred to a turbine control unit.
  • the task of the turbine control unit is to control the valve position for the steam supply and thus the turbine. In the usual turbine control units, this is done inter alia depending on a target speed. Therefore, the conversion of the target acceleration takes place in a target speed. This can be done by integration.
  • the turbine control unit of course, ultimately ensures acceleration.
  • steps B), C) and D) are made repeatedly or continuously. It has already been mentioned above that the target acceleration should be adjusted as continuously as possible. This is the better, the more frequently steps B) and C) are carried out and, as a consequence, step D).
  • the output frequency is about 2.5 Hz below the line frequency. This results in a sufficient distance from the mains frequency, so that is started in time with a controlled acceleration. Excessive distance between the output frequency and the mains frequency is of no use, since the differential angle and differential speed are still changing too much.
  • step A) takes place with a selected acceleration without consideration of the differential angle and the differential speed.
  • the acceleration up to the output speed can be done easily and as usual in the art.
  • the acceleration according to desired trajectory can be done from the output speed.
  • the invention also relates to a control device for a turbine, which is set up to control a turbine according to a method described above.
  • a control device often differs only marginally from the control devices known in the prior art. Essentially, another programming of known devices is sufficient.
  • the synchronization devices described above can also detect the differential angle and differential speed of turbine and AC network. There is a lack of appropriate programming.
  • a turbine control unit is provided to control the turbine depending on a target speed transmitted to the turbine control unit, by controlling the position of a valve for steam supply to the turbine.
  • Such turbine control units are known and already described above. It is advantageous that they can be used unchanged. As far as the target acceleration is converted into a desired speed, no modification of the turbine control unit is required.
  • FIG. 1 is the time value in seconds on the right value axis and the frequency in hertz on the high-value axis. Shown is a timeline beginning 40 seconds before the scheduled grid frequency is reached. The dotted line at 50 hertz indicates the grid frequency. Up to the frequency of 47.5 hertz, the turbine is constantly accelerated with an acceleration of 1/6 Hz / s. This frequency can be considered as the output frequency, from which a regulated acceleration takes place.
  • the dashed ascending line indicates the frequency that the turbine would reach if the acceleration continued to occur after reaching the 47.5 Hz with the constant 1/6 Hz / s.
  • the solid line indicates the turbine frequency that would result if the turbine were accelerated according to a desired trajectory.
  • the setpoint trajectory specifies the target acceleration that is to be present as a function of the differential angle and the differential speed, so that a target angular position between the turbine and the AC network that is suitable for synchronous feed is achieved at the same turbine and AC network speed.
  • Fig. 2 The real conditions are Fig. 2 refer to.
  • Fig. 2 is again on the right value axis, the time in seconds and the high-frequency axis, the frequency in Hertz indicated.
  • the dashed line shows the course of the turbine frequency which would result according to the above-described desired trajectory.
  • the adjacent line with asterisks shows the actual resulting course of the turbine frequency.
  • the dotted line shows the turbine frequency, which is idealized after the usual target acceleration.
  • the adjacent solid line shows the previous real history of the turbine frequency.
  • Fig. 3 is the time value in seconds on the right value axis and the frequency in Hertz on the high value axis.
  • the dashed line indicates the increasing in this case network frequency.
  • the dotted line shows the desired trajectory adapted thereto, in other words the turbine frequency would result in the ideal following of the desired trajectory.
  • the solid line shows the real progression of the turbine frequency. Again, the turbine reaches the grid frequency very quickly. Overshoot is avoided.
  • the present method is therefore also suitable for drifting network frequency
  • Fig. 4 the time value in seconds is indicated on the right value axis and the differential angle on the high value axis.
  • the values can exceed 360 °. This is due to the fact that several revolutions occur until synchronization.
  • the desired target angular position is 0 ° and is shown by the dashed line.
  • the solid line shows the difference angle reached.
  • the speedy achievement of the target angular position is achieved by accelerating the turbine according to the desired trajectory.
  • Fig. 4 sets to the difference angle and the target angular position.
  • the separated figures are only due to the representability.
  • FIG. 5 is a section of FIG. 4 to represent the particularly interesting conditions at small difference angles.
  • the time value is shown in seconds on the right axis and the acceleration in hertz per second on the high value axis.
  • the curve shows the target acceleration, ie the acceleration that is desired.
  • the nominal acceleration has no jumps, it drops rather linearly.
  • the advantage of the invention is clear: The present linearly varying with time target acceleration is almost achievable, while the in the Technique provided jumps can not be achieved because the position of a valve can not follow a jump.
  • Fig. 7 is the differential value in degrees on the right-hand value axis and the differential speed in Hertz on the high-value axis.
  • the curve indicates the target trajectory resulting from the in Fig. 6 shown target acceleration results, so the dependence on the differential angle to be reached differential speed.

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  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Synchronisierung einer Turbine mit einem Wechselstromnetz mit einer Netzfrequenz (2), aufweisend folgende Schritte: A) Beschleunigen der Turbine bis zu einer Frequenz (4) im Bereich der Netzfrequenz (2); B) Erfassen eines Differenzwinkels zwischen Turbine und Wechselstromnetz; C) Erfassen einer Differenzgeschwindigkeit zwischen Turbine und Wechselstromnetz; D) Beschleunigen oder Verzögern der Turbine derart, dass die Turbine einer Solltrajektorie (5) folgt, wobei die Solltrajektorie (5) eine errechnete Trajektorie ist, die in Abhängigkeit vom Differenzwinkel eine Solldifferenzgeschwindigkeit angibt, die vorhanden sein soll, damit bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz erreicht wird. Die Erfindung betrifft ebenfalls eine zugehörige Steuereinrichtung für eine Turbine.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Synchronisierung einer Turbine mit einem Stromnetz und eine zugehörige Steuereinrichtung.
  • Bei der Stromerzeugung in Kraftwerken, in denen der erzeugte Strom in ein Stromnetz eingespeist wird, ist darauf zu achten, dass der Strom phasenrichtig eingespeist wird. In thermischen Kraftanlagen, in denen der Strom in von Turbinen angetriebenen Generatoren erzeugt wird, ist also die Turbine in eine zur Phase des Stromnetzes passende Winkellage zu bringen, damit der Strom eingespeist werden kann. Grundsätzlich wird jeder mit dem Netz verbundene Synchrongenerator von einem stabilen Netz in die richtige Phasenlage und Drehzahl gebracht. Dabei fließen gegebenenfalls sehr große Ausgleichsströme, welche zu sehr großen Kräften im Turbostrang führen. Die Ausgleichsströme sind zu begrenzen um Beschädigungen am Strang zu vermeiden. Dafür müssen vor dem Schließen des Schalters zwischen Netz und Generator die Spannung, die Frequenz und die Phasenlage der Spannung vor und hinter dem Schalter angeglichen werden.
  • Genau genommen kommt es selbstverständlich auf die Winkellage des Generatorrotors an. Da der Rotor des Generators im Regelfall fest mit dem Rotor der Turbine verbunden ist, wird vorliegend stets davon gesprochen, dass die Turbine synchronisiert werden muss, wenngleich es eigentlich um den Generator geht.
  • Im Stand der Technik ist es üblich die Drehzahl der Turbine in die Nähe der Netzfrequenz zu bringen. Anschließend wird die Phasenlage betrachtet und ein Gleichzeitpunkt mit dem Gradienten der Phasendifferenz berechnet. Daraufhin wird der Schaltbefehl zum Schließen des Generatorschalters gegeben. Im Moment des Schaltens treten Ausgleichvorgänge auf. Diese sind so klein wie möglich zu halten. Da es in der Praxis schwierig ist die drei Größen Frequenzabweichung, Phasendifferenz und Spannungsdifferenz gleichzeitig vollständig zu null zu bringen, ist ein Kompromiss aus Abweichungen zu finden. In Summe dürfen die Abweichungen jedoch Grenzwerte nicht überschreiten.
  • Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es ein Verfahren zur verbesserten Synchronisierung einer Turbine mit einem Wechselstromnetz zu schaffen. Die Lösung dieser Aufgabe findet sich insbesondere in den unabhängigen Ansprüchen. Die Unteransprüche geben Ausführungsformen an. Weitere Einzelheiten sind der Beschreibung zu entnehmen.
  • Es wurde erkannt, dass ein Verfahren zur Synchronisierung einer Turbine mit einem Wechselstromnetz mit einer Netzfrequenz, bereitzustellen ist, das nachfolgende Schritte aufweist:
    • Schritt A): Beschleunigen der Turbine bis zu einer Ausgangsfrequenz im Bereich der Netzfrequenz, wobei die Ausgangsfrequenz unterhalb der Netzfrequenz liegt;
    • Schritt B): Erfassen eines Differenzwinkels zwischen Turbine und Wechselstromnetz;
    • Schritt C): Erfassen einer Differenzgeschwindigkeit zwischen Turbine und Wechselstromnetz;
    • Schritt D) Beschleunigen oder Verzögern der Turbine derart, dass die Turbine einer Solltrajektorie folgt, wobei die Solltrajektorie eine errechnete Trajektorie ist, die in Abhängigkeit vom Differenzwinkel und der Differenzgeschwindigkeit die Sollbeschleunigung angibt, die vorhanden sein soll, damit bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz erreicht wird.
  • Bei Schritt A) gibt es zunächst keinen Unterschied zum Stand der Technik. Es gilt zunächst die Turbine zu beschleunigen.
  • Schritt B) ist erforderlich, da ohne eine Erfassung des Differenzwinkels auch nicht klar ist, wie der Differenzwinkel gezielt zu ändern ist. Beim Differenzwinkel zwischen Turbine und Netz geht es um den Differenzwinkel der Spannung vor und hinter dem Schalter zwischen Netz und Generator. Ebenso ist in Schritt C) die Differenzgeschwindigkeit zu erfassen. Wie in Schritt D) dargelegt, ist bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine für eine synchrone Einspeisung geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz zu erreichen. Wenn dies nicht zufällig erfolgen soll, ist der Differenzwinkel und die Differenzengeschwindigkeit zu erfassen, um optimiert regeln zu können.
  • Dies soll gemäß einer Solltrajektorie erfolgen. Dabei handelt es sich um eine errechnete Trajektorie, die in Abhängigkeit vom Differenzwinkel und der Differenzgeschwindigkeit die Sollbeschleunigung angibt.
  • Damit wird die richtige Beschleunigung gewählt, so dass bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine für eine synchrone Einspeisung geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz erreicht wird. Im Regelfall wird als Zielwinkellage ein Differenzwinkel von null gewünscht.
  • Anstelle des Differenzwinkels wird synonym auch der Begriff Phasendifferenz verwendet. Es kann auch von der gewünschten Phasenlage anstelle der Zielwinkellage gesprochen werden.
  • Das vorliegende Verfahren gestattet eine deutlich schnellere Synchronisierung als die eingangs beschriebene Vorgehensweise. Dies ist insofern von hoher Bedeutung als es Situationen geben kann, in denen es entscheidend ist, das schnell mit der Einspeisung begonnen werden kann, bevor Instabilitäten im Stromnetz auftreten.
  • An dieser Stelle gilt es sich klarzumachen wie die Beschleunigung der Turbine letztlich erfolgt. Durch Stellung eines Ventils, das die Dampfzufuhr zur Turbine einstellt, wird die der Turbine zugeführte Leistung und damit die Beschleunigung bestimmt. Die Änderung der Stellung des Ventils dauert in der Praxis immer eine gewisse Zeit, je nach Verstellung sind 10 ms durchaus üblich. Dies bringt mit sich, dass sich auch die Beschleunigung der Turbine nicht sofort ändert.
  • Entscheidend ist, dass im Moment des Erreichens von Phasengleichheit und Drehzahlgleichheit der Drehzahlgradient gegen null laufen muss, da ansonsten unmittelbar nach diesem Zeitpunkt die genannten Größen nicht mehr gleich bleiben würden. Diese müssen jedoch für eine gewisse Zeitspanne gleich bleiben, damit der Generatorschalter schließen kann. Das Schließen wird von einer separaten Leittechnikfunktion initiiert.
  • Es ist also ein entscheidender Aspekt der Erfindung zu erkennen, dass die Beschleunigung nicht zu einem bestimmten Zeitpunkt oder bei einer bestimmten Bedingung schlagartig geändert werden kann. Die Beschleunigung kann einer diskontinuierlichen Änderung eines Beschleunigungssollwerts also nicht folgen. Daher wird vorliegend der Beschleunigungssollwert kontinuierlich geändert. Dem kann die Beschleunigung der Turbine weitgehend folgen.
  • Es ist im Stand der Technik bereits bekannt, die Beschleunigung bei Erreichen einer Frequenz unterhalb der Netzfrequenz abzusenken. Allerdings erfolgt dies nicht im Wege einer kontinuierlichen Regelung. Vielmehr wird der Beschleunigungssollwert bei dieser Frequenz geändert. Es dauert bis die Beschleunigung der Turbine diesem Wert folgt. Bei Erreichen der Netzfrequenz wird der Beschleunigungssollwert auf null gesetzt. Da die Änderung der Ventilstellung Zeit benötigt, erfolgt zunächst noch eine ungewollte Beschleunigung, so dass es zum bekannten Überschießen, also einer Beschleunigung über die Netzfrequenz hinaus, kommt. Die Dynamik des Überschwingers folgt aber im Wesentlichen aus der Reglerdynamik. Die Verkleinerung des Integratoranteils des PI Reglers verursacht den Überschwinger. Die Dynamik der Regelstrecke Dampfturbine ist im Vergleich dazu sehr schnell.
  • Durch das Beschleunigen oder Verzögern gemäß Schritt D), also einer Solltrajektorie folgend, erfolgt eine laufende Anpassung der Sollbeschleunigung. Konkret wird die Stellung des Ventils zur Dampfzufuhr laufend geändert, im Regelfall wird kontinuierlich die Dampfzufuhr reduziert.
  • Ein Verzögern der Turbine ist - wenn überhaupt - nur noch in sehr geringem Umfang erforderlich. Da immer gewisse Reibungsverluste auftreten erfolgt eine Verzögerung schon allein dadurch, dass kein Dampf mehr zugeführt wird. Um die Turbinendrehzahl konstant zu halten, ist auch ohne Betrieb des Generators eine wenn auch geringe Dampfzufuhr erforderlich. Freilich kann bei Bedarf die Turbine über die ohnehin auftretenden Reibungsverluste hinaus verzögert werden.
  • Die Netzfrequenz kann sich aufgrund von Schwankungen im Netz ändern. Durch die Schritte B) und C), also Erfassung des Differenzwinkels und der Differenzgeschwindigkeit wird eine sich ändernde Netzfrequenz berücksichtigt. Durch die Berücksichtigung der tatsächlichen Netzfrequenz - und nicht eines Sollwerts der Netzfrequenz - werden Netzschwankungen automatisch berücksichtigt.
  • In einer Ausführungsform ist die Solltrajektorie so gewählt, dass die Beschleunigung bei Erreichen der Zielwinkellage null betragen soll. Dabei ist klar, dass die Beschleunigung nicht exakt null sein muss. Es ist aber sinnvoll, eine solche Solltrajektorie zu wählen, bei der die Beschleunigung bei Erreichen der Zielwinkellage null betragen soll. Damit kann die Synchronisierung stabil erfolgen.
  • In einer Ausführungsform wird die Sollbeschleunigung in eine Solldrehzahl gewandelt, die an eine Turbinensteuereinheit übergeben wird. Die Turbinensteuereinheit hat die Aufgabe die Ventilstellung zur Dampfzufuhr und damit die Turbine zu steuern. Bei den üblichen Turbinensteuereinheiten erfolgt dies unter anderem abhängig von einer Solldrehzahl. Daher erfolgt die Umwandlung der Sollbeschleunigung in eine Solldrehzahl. Dies kann durch Integration erfolgen. Die Turbinensteuereinheit freilich sorgt letztlich wiederum für eine Beschleunigung.
  • In einer Ausführungsform werden zum Beschleunigen oder Verzögern der Turbine derart, dass die Turbine der Solltrajektorie folgt, wiederholt oder kontinuierlich die Schritte B), C) und D) vorgenommen. Es ist oben schon erwähnt worden, dass die Sollbeschleunigung möglichst kontinuierlich angepasst werden soll. Dies erfolgt umso besser, je häufiger die Schritte B) und C) und in Folge Schritt D) ausgeführt werden.
  • In einer Ausführungsform liegt die Ausgangsfrequenz etwa 2,5 Hz unterhalb der Netzfrequenz. Damit ergibt sich ein hinreichender Abstand von der Netzfrequenz, so dass rechtzeitig mit einer geregelten Beschleunigung begonnen wird. Ein zu hoher Abstand der Ausgangsfrequenz zur Netzfrequenz bringt keinen Nutzen, da sich Differenzwinkel und Differenzgeschwindigkeit noch zu sehr ändern.
  • In einer Ausführungsform erfolgt Schritt A) mit einer gewählten Beschleunigung ohne Berücksichtigung des Differenzwinkels und der Differenzgeschwindigkeit. Damit kann die Beschleunigung bis zur Ausgangsdrehzahl einfach und wie im Stand der Technik üblich erfolgen. Die Beschleunigung gemäß Solltrajektorie kann ab der Ausgangsdrehzahl erfolgen.
  • In einer Ausführungsform werden vom Erreichen der Ausgangsfrequenz bis zum Erreichen der Zielwinkellage etwa 40 s benötigt. Es wird also relativ schnell die Synchronisation zwischen Turbine und Netz bewirkt, so dass mit der Stromerzeugung und Einspeisung begonnen werden kann.
  • Die Erfindung betrifft auch eine Steuereinrichtung für eine Turbine, die eingerichtet ist, eine Turbine nach einem oben geschilderten Verfahren zu steuern. Eine solche Steuereinrichtung unterscheidet sich oft nur marginal von den im Stand der Technik bekannten Steuereinrichtungen. Im Wesentlichen genügt eine andere Programmierung bekannter Geräte. Auch die eingangs geschilderten Synchronisiergeräte können Differenzwinkel und Differenzgeschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz erfassen. Es fehlt an der entsprechenden Programmierung.
  • In einer Ausführungsform der Steuereinrichtung ist eine Turbinensteuereinheit vorhanden, abhängig von einer an die Turbinensteuereinheit übergebenen Solldrehzahl die Turbine zu steuern, indem die Stellung eines Ventils für eine Dampfzufuhr zur Turbine gesteuert werden kann. Derartige Turbinensteuereinheiten sind bekannt und oben bereits geschildert. Es ist vorteilhaft, dass diese unverändert eingesetzt werden können. Soweit die Sollbeschleunigung in eine Solldrehzahl umgerechnet wird, ist keinerlei Modifikation der Turbinensteuereinheit erforderlich.
  • Anhand der Zeichnungen werden nachfolgend weitere Einzelheiten der Erfindung dargestellt.
  • Dabei zeigen
    • Fig. 1
    die Vorgabe einer Solltrajektorie für das Beschleunigen der Turbine auf nominale Frequenz 50 Hz,
    Fig. 2
    einen Vergleich des Beschleunigens mit Sollwerttrajektorie nach der Erfindung und nach dem Stand der Technik,
    Fig. 3
    eine Beschleunigung gemäß Sollwerttrajektorie bei driftender Netzfrequenz,
    Fig. 4
    eine Beschleunigung gemäß Sollwerttrajektorie und mit geregeltem Erreichen einer Zielwinkellage,
    Fig. 5
    einen vergrößerten Ausschnitt von Fig. 4 vor der Synchronisation,
    Fig. 6
    eine beispielhafte Trajektorie für die Beschleunigung zur Netzfrequenz,
    Fig. 7
    eine Solltrajektorie für die Frequenzdifferenz abhängig vom Differenzwinkel
  • In Figur 1 ist auf der Rechtswertachse die Zeit in Sekunden und auf der Hochwertachse die Frequenz in Hertz aufgetragen. Gezeigt ist ein Zeitausschnitt beginnend 40 Sekunden vor dem geplanten Erreichen der Netzfrequenz. Die gepunktete Linie bei 50 Hertz zeigt die Netzfrequenz an. Bis zur Frequenz von 47,5 Hertz wird die Turbine mit einer Beschleunigung von 1/6 Hz/s konstant beschleunigt. Diese Frequenz kann als Ausgangsfrequenz angesehen werden, ab der eine geregelte Beschleunigung erfolgt.
  • Die gestrichelte ansteigende Linie gibt die Frequenz an, die die Turbine erreichen würde, wenn die Beschleunigung nach Erreichen der 47,5 Hz weiterhin mit der Konstante 1/6 Hz/s erfolgen würde.
  • Die durchgezogene Linie zeigt die Turbinenfrequenz an, die sich ergeben würde, wenn die Turbine gemäß einer Solltrajektorie beschleunigt würde.
  • Die Solltrajektorie gibt in Abhängigkeit vom Differenzwinkel und der Differenzgeschwindigkeit die Sollbeschleunigung an, die vorhanden sein soll, damit bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine für eine synchrone Einspeisung geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz erreicht wird.
  • Es ist klar, dass die Beschleunigung nicht exakt der Sollbeschleunigung folgen kann, da wie weiter oben beschrieben, die Stellung des Ventils, das die Dampfzufuhr zur Turbine und damit deren Beschleunigung einstellt, nicht beliebig schnell verändert werden kann.
  • Die realen Verhältnisse sind Fig. 2 zu entnehmen. In Fig. 2 ist wiederum auf der Rechtswertachse die Zeit in Sekunden und auf der Hochwertachse die Frequenz in Hertz angegeben. Die gestrichelte Linie zeigt den Verlauf der Turbinenfrequenz der sich nach der oben geschilderten Solltrajektorie ergäbe. Die daneben verlaufende Linie mit Sternchen zeigt den sich real ergebenden Verlauf der Turbinenfrequenz.
  • Die gepunktete Linie zeigt die Turbinenfrequenz, die sich nach der bisher üblichen Sollbeschleunigung idealisiert ergibt. Die daneben liegende durchgezogene Linie zeigt den bisherigen realen Verlauf der Turbinenfrequenz.
  • Beim Vergleich wird klar deutlich, dass durch die hier vorgestellte Solltrajektorie das Überschießen deutlich reduziert wird, ein Unterschießen, also ein Abfallen unter die Netzfrequenz komplett vermieden wird und die Netzfrequenz wesentlich schneller erreicht werden kann.
  • Auch in Fig. 3 ist auf der Rechtswertachse die Zeit in Sekunden und auf der Hochwertachse die Frequenz in Hertz angegeben. Die gestrichelte Linie zeigt die in diesem Fall steigende Netzfrequenz an. Die gepunktete Linie zeigt die daran angepasste Solltrajektorie, besser gesagt die Turbinenfrequenz sich beim idealen Folgen der Solltrajektorie ergeben würde. Die durchgezogene Linie zeigt den realen Verlauf der Turbinenfrequenz. Wiederum erreicht die Turbine sehr zügig die Netzfrequenz. Ein Überschießen wird vermieden. Das vorliegende Verfahren eignet sich also auch bei driftender Netzfrequenz
  • In Fig. 4 ist auf der Rechtswertachse die Zeit in Sekunden und auf der Hochwertachse der Differenzwinkel angegeben. Die Werte können 360° überschreiten. Dies ist dem Umstand geschuldet, dass mehrere Umdrehungen bis zur Synchronisation erfolgen.
  • Die gewünschte Zielwinkellage beträgt 0° und ist durch die gestrichelte Linie gezeigt. Die durchgezogene Linie zeigt den erreichten Differenzwinkel. Das zügige Erreichen der Zielwinkellage wird dadurch erreicht, dass die Turbine gemäß der Solltrajektorie beschleunigt wird.
  • Fig. 4 stellt auf den Differenzwinkel und die Zielwinkellage ab. Die vorherigen Figuren behandelten die Turbinenfrequenz und die Netzfrequenz. Realiter werden bei der Regelung immer beide Aspekte beachtet, also sowohl der Differenzwinkel und die Zielwinkellage wie auch die Differenzgeschwindigkeit und die Forderung dass bei der Synchronisation die Turbinenfrequenz und die Netzfrequenz übereinstimmen müssen. Die getrennten Figuren sind lediglich der Darstellbarkeit geschuldet.
  • Figur 5 ist ein Ausschnitt von Figur 4, um die besonders interessierenden Verhältnisse bei kleinen Differenzwinkeln darzustellen.
  • In Figur 6 ist auf der Rechtswertachse die Zeit in Sekunden dargestellt und auf der Hochwertachse die Beschleunigung in Hertz pro Sekunde. Die Kurve zeigt die Sollbeschleunigung, also die Beschleunigung die gewünscht wird. An Figur 6 wird noch einmal besonders gut ersichtlich, warum das hier vorgestellte Verfahren gut funktioniert. Die Sollbeschleunigung hat keine Sprünge, sie fällt vielmehr linear ab. Vergegenwärtigt man sich noch einmal dass zur Änderung der Beschleunigung die Stellung des Ventils, das die Dampfzufuhr einstellt, geändert werden muss, wird der Vorteil der Erfindung klar: Die vorliegende linear mit der Zeit sich ändernde Sollbeschleunigung ist nahezu erreichbar, während die im Stand der Technik vorgesehenen Sprünge nicht erreicht werden können, da die Stellung eines Ventils nicht einem Sprung folgen kann.
  • In Fig. 7 ist auf der Rechtswertachse der Differenzwinkel in Grad und auf der Hochwertachse die Differenzgeschwindigkeit in Hertz angegeben. Die Kurve zeigt die Solltrajektorie an, die sich aus der in Fig. 6 gezeigten Sollbeschleunigung ergibt, also die die Abhängigkeit vom Differenzwinkel zu erreichende Differenzgeschwindigkeit.
  • Obwohl die Erfindung im Detail durch das bevorzugte Ausführungsbeispiel näher illustriert und beschrieben wurde, so ist die Erfindung nicht durch die offenbarten Beispiele eingeschränkt und andere Variationen können vom Fachmann hieraus abgeleitet werden, ohne den Schutzumfang der Erfindung zu verlassen.

Claims (9)

  1. Verfahren zur Synchronisierung einer Turbine mit einem Wechselstromnetz mit einer Netzfrequenz, aufweisend folgende Schritte:
    A) Beschleunigen der Turbine bis zu einer Ausgangsfrequenz im Bereich der Netzfrequenz, wobei die Ausgangsfrequenz unterhalb der Netzfrequenz liegt;
    B) Erfassen eines Differenzwinkels zwischen Turbine und Wechselstromnetz;
    C) Erfassen einer Differenzgeschwindigkeit zwischen Turbine und Wechselstromnetz;
    D) Beschleunigen oder Verzögern der Turbine derart, dass die Turbine einer Solltrajektorie folgt, wobei die Solltrajektorie eine errechnete Trajektorie ist, die in Abhängigkeit vom Differenzwinkel und der Differenzgeschwindigkeit die Sollbeschleunigung angibt, die vorhanden sein soll, damit bei übereinstimmender Geschwindigkeit von Turbine und Wechselstromnetz eine geeignete Zielwinkellage zwischen Turbine und Wechselstromnetz erreicht wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    die Solltrajektorie so gewählt ist, dass die Beschleunigung bei Erreichen der Zielwinkellage null betragen soll.
  3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    die Sollbeschleunigung in eine Solldrehzahl gewandelt wird, die an eine Turbinensteuereinheit übergeben wird.
  4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    zum Beschleunigen oder Verzögern der Turbine derart, dass die Turbine der Solltrajektorie folgt, wiederholt oder kontinuierlich die Schritte B) C) und D) vorgenommen werden.
  5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    die Ausgangsfrequenz etwa 2,5 Hz unterhalb der Netzfrequenz liegt.
  6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    Schritt A) mit einer gewählten Beschleunigung ohne Berücksichtigung des Differenzwinkels und der Differenzgeschwindigkeit erfolgt.
  7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    vom Erreichen der Ausgangsfrequenz bis zum Erreichen der Zielwinkellage etwa 40 s benötigt werden.
  8. Steuereinrichtung für eine Turbine,
    die eingerichtet ist, eine Turbine nach einem Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche zu steuern.
  9. Steuereinrichtung nach dem vorhergehenden Anspruch,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    eine Turbinensteuereinheit vorhanden ist, abhängig von einer an die Turbinensteuereinheit übergebenen Solldrehzahl die Turbine zu steuern, indem die Stellung eines Ventils für eine Dampfzufuhr zur Turbine gesteuert werden kann.
EP16169924.4A 2016-05-17 2016-05-17 Verfahren zum synchronsieren einer turbine mit dem stromnetz Withdrawn EP3246536A1 (de)

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EP3511535A1 (de) 2018-01-10 2019-07-17 Siemens Aktiengesellschaft Anlage und verfahren zum betreiben einer anlage

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