EP1437484A1 - Verfahren zur Primärregelung für ein Netz - Google Patents
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- 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 primary control for a network, wherein individual Power plant blocks in modified sliding pressure operation (throttled turbine inlet valves) and pure sliding pressure operation (fully open turbine inlet valves) Feed primary control energy into the grid.
- a method and a device for primary control of a steam power plant block is also known.
- the energy content of selected energy storage units in the power plant block and the change in energy content over time are then continuously determined. If necessary, the energy stores are activated in a selected order.
- the power plant's own requirements are changed. Additional steam is provided by water injection into the high pressure and reheater area. Also listed is the possibility of influencing the steam removal of the preheaters from the turbine by regulating the condensate flow.
- DE 43 44 118 describes a method and a device for control and control of steam power plant performance using a condensate stop. It is to be ensured that a power reserve that can be activated quickly to correct a mains frequency drop even during the correction a ramp-like increase in the power setpoint is available.
- the process works with a controlled and regulated use of the so-called turbine reserve and the one that can be used due to the condensate stop Energy to increase performance only for primary frequency support. Doing so due to condensate stop only an absolutely necessary part of the performance, applied, exactly the one that is not applied by opening the turbine control valves becomes.
- the invention has for its object a method for compensating Specify network frequency dips, which enables the network requirements to comply with the Deutsche Verbundippo, the power plant blocks can be operated with minimal losses in efficiency.
- the activated condensate build-up and bleed steam stop must be designed after a time t 2 - t 1 of approx. 6 to 8 min. to abolish and compensate this primary control power by increasing the steam boiler power, the block involved in the primary control. So that the upper load of the block is not exceeded or reached, which would automatically lead to an undesired reduction in power, it is necessary to set a power of the block reduced by the primary control power amount to the upper operating point of the block. For the boiler control, this means at the same time an override of the combustion heat output, so that the equivalent primary control output amount from the condensate stop and / or bleed steam accumulation after t 2 - t 1 of approx. 6 to 8 min. can be compensated.
- a revenue-effective use of the reserve payment is made for primary control power on the blocks with activated condensate accumulation and tapping steam stop by means of a staggered frequency-dependent Commissioning of pumped storage turbines achieved. This is the realized frequency-dependent override of the fuel heat output in the operating mode Condensate build-up and steam tap stop avoided and the mobile upper operating point of the power plant units by the amount of the reserve power increased for primary control power. This leads to a higher electrical Performance and work utilization.
- a company that provides electrical energy and feeds it into a network has various power plant units (coal-fired power plants, pumped storage power plants) to disposal. These are combined into functional units.
- the operating modes of the functional units (power plant blocks) DR (1) to DR (n); KA (1) to KA (m) and PS (1) to PS (p) are switched according to FIG. 3, so that they participate in the grid frequency control (primary control).
- the variables n, m and p denote a number of the respective functional units.
- the functional units DR (1) to DR (n) work with a reduced power, which corresponds to the equivalent of - 40 mHz. In coal-fired power plants, this is done by throttling the turbine inlet valves accordingly.
- the functional units KA (1) to KA (m), i.e. coal-fired power plants that are operated in pure sliding pressure mode, work in the nominal power range without performance reserve, but with an effective frequency control component from - 40 mHz to - 200 mHz and an activatable power component through the condensate accumulation mode and / or tap steam stop, which corresponds to the equivalent of - 40 mHz to - 200 mHz.
- the functional units PS (1) to PS (p) are in total with a reserve power in frequency and time-dependent reserve position, which is the activatable power component of the functional units KA (1) to KA (m), i.e. the equivalent of - 40 mHz to - 200 mHz.
- the functional units DR (1) to DR (n), KA (1) to KA (m) and PS (1) to PS (p) are activated as a unit for controlling this quasi-steady-state frequency deviation, with frequency deviations in the network from 0 to - 40 mHz with the power station blocks DR (1) to DR (n) operated by throttling the turbine inlet valves, the quasi-stationary frequency deviation is corrected, from a quasi-steady-state frequency deviation in the network from - 40 mHz to - 200 mHz the power station blocks KA (1) to KA (m ) can be used with pure sliding pressure for the provision of primary control power.
- the regulations of the functional units DR (1) to DR (n) react in such a way that by canceling the throttling of the turbine inlet valves and using the storage capacity of the water-steam system until the enlarged virtual steam flow becomes effective by increasing the fire output of the relevant one, which is caused by the regulations Coal-fired power plant units in the time interval t 5 - t 0 a power sum is activated according to the dynamic requirement of the grid code (curve 1 in FIG. 2).
- the power when the primary control is used in the power plant units operated with pure sliding pressure operation is provided by the operating mode condensate accumulation and / or bleed steam stop, without additionally providing power for the provision of primary control power.
- the controls of the functional units KA (1) to KA (m) react in such a way that by initiating the condensate stop and / or tapping congestion mode without increasing the fire power in the time interval t 2 - t 0, a power sum is activated according to the dynamic requirement of the grid code (curve 2 in FIG. 2).
- the service is provided by increasing the steam throughput through the turbine due to the interruption of the tapping mass flow for preheating condensate (tapping steam stop) and using the energy content of the feed water tank (condensate accumulation) for a limited time (curve 3 in Figure 2).
- the method is also characterized in that the higher power component for carrying out the refilling process is chosen so large that in the time interval t 6 -t 5 less than or equal to 15 min.
- the primary control power from the power plant blocks operated with condensate accumulation and / or tapping steam is made available again.
- the controls of the functional units KA (1) to KA (m) work in such a way that after a defined time t 2 from the initiation of the condensate stop and / or tap congestion mode, this measure is deactivated and the power is returned to the initial value by time t 3 becomes (curve 2 in Figure 2).
- pump storage capacity becomes available at the defined time t 2 after the occurrence of the network-side fault activated in such a way that equivalent to the reduction in performance of the functional units KA (1) to KA (m) by the withdrawal of the condensate stop operating mode and / or the tapping congestion at time t 2 a power increase of equivalent - 40mHz to - 200mHz occurs, plus a proportionately higher power, which from time t 3 corresponds to the amount of power reduction of the functional units KA (1) to KA (m) by initiating the refill process:
- the functional units KA (1) to KA (m) are combined with the functional units PS (1) to PS (p) meet the requirements of the grid code.
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Abstract
Description
Dies betrifft insbesondere die sogenannte Primärregelung innerhalb des Netzes, nach der im Sekundenbereich durch die beteiligten Kraftwerke im Falle einer Störung (z. B. Leistungseinbruch und damit verbundener Frequenzeinbruch) zur Herstellung des Normalbetriebs Leistungsreserven aufgebracht und in das Netz eingespeist werden müssen.
Danach werden die Energieinhalte ausgewählter Energiespeicher des Kraftwerksblocks sowie die zeitliche Änderung der Energieinhalte fortwährend ermittelt. Gegebenenfalls werden die Energiespeicher in ausgewählter Reihenfolge aktiviert. So werden durch Änderung des zwischen Kondensatbehälter und Speisewasserbehälter fließenden Speisewasserstroms der Eigenbedarf des Kraftwerks geändert. Durch Wassereinspritzung in den Hochdruck- und Zwischenüberhitzerbereich wird zusätzlicher Dampf bereitgestellt. Ebenfalls aufgeführt wird die Möglichkeit, durch Regelung des Kondensatstromes die Dampfentnahme der Vorwärmer aus der Turbine zu beeinflussen.
Die Primärregelung wird an diesen Blöcken nunmehr ausschließlich über den Kondensatstau/Anzapfdampfstopp realisiert, was zu keinen Wirkungsgradverlusten, wie sie durch die Androsselung der Turbineneinlassventile gegeben sind, führt.
Für die Kesselregelung bedeutet dies, gleichzeitig eine Übersteuerung der Feuerungswärmeleistung vorzugeben, damit der äquivalente Primärregelleistungsbetrag aus der Betriebsart Kondensatstopp und/oder Anzapfdampfstau nach t2 - t1 von ca. 6 bis 8 min. kompensiert werden kann.
- einer ständigen Leistungsvorhaltung für die Primärregelleistung,
- Inanspruchnahme in wenigen Fällen (geringe Arbeitsausnutzung),
- einer Übersteuerung der Feuerungswärmeleistung mit einer hohen Beanspruchung des Dampfkessels sowie
- dem Ansprechen der Kannlast bei nicht ausreichender Vorhaltung der Dampfkesselleistung, das zur Nichterfüllung der Anforderungen des Gridcodes führt.
- Fig. 1 -
- eine schematische Darstellung des idealisierten Verlaufs der Primärregelleistungsbereitstellung bei - 200 mHz Netzfrequenzabfall
- Fig. 2 -
- eine schematische Darstellung des Verlaufs der Netzfrequenz
- Fig. 3 -
- eine schematische Darstellung der Schaltungsanordnung der aus Kraftwerken gebildeten Funktionseinheiten
- DR bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung mittels Androsselung der Turbineneinlassventile,
- KA bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung mittels Kondensatstau/Anzapfdampfstopp,
- PS bezeichneten Funktionseinheiten beteiligen sich an der Primärregelleistungsbereitstellung durch Leistung aus einem oder mehreren Pumpspeicherwerken.
Die Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m), also Kohlekraftwerke, welche im reinen Gleitdruckbetrieb gefahren werden, arbeiten im Nennleistungsbereich ohne Leistungsvorbehalt, aber mit einem wirksamen Frequenzregelanteil von - 40 mHz bis - 200 mHz und einem aktivierbaren Leistungsanteil durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp, welcher dem Äquivalent von - 40 mHz bis - 200 mHz entspricht.
Die Funktionseinheiten PS (1) bis PS (p) befinden sich in Summe mit einer Vorhalteleistung in frequenz- und zeitabhängiger Reservestellung, welcher dem aktivierbaren Leistungsanteil der Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m), also dem Äquivalent von - 40 mHz bis - 200 mHz, entspricht.
Die Funktionseinheiten DR (1) bis DR (n), KA (1) bis KA (m) und PS (1) bis PS (p) werden als Einheit zur Ausregelung diese quasistationären Frequenzabweichung zusammengefasst aktiviert, wobei bei Frequenzabweichungen im Netz von 0 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke DR (1) bis DR (n) die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von - 40 mHz bis - 200 mHz die Kraftwerksblöcke KA (1) bis KA (m) mit reinem Gleitdruck für die Primärregelleistungsbereitstellung eingesetzt werden. Die Regelungen der Funktionseinheiten DR (1) bis DR (n) reagieren derart, dass durch Aufhebung der Androsselung der Turbineneinlassventile und Nutzung des Speichervermögens des Wasser-Dampf-Systems bis zum Wirksamwerden des vergrößerten virtuellen Dampfstromes durch von den Regelungen veranlasste Erhöhung der Feuerleistung des betreffenden Kohlekraftwerksblöcke im Zeitintervall t5 - t0 eine Leistungssumme gemäß der dynamischen Anforderung des Gridcodes aktiviert wird (Kurve 1 in Figur 2).
D. h., die Regelungen der Funktionseinheiten KA (1) bis KA (m) reagieren derart, dass durch Einleiten der Betriebsart Kondensatstopp und/oder Anzapfstau ohne Erhöhung der Feuerleistung im Zeitintervall t2 - t0 eine Leistungssumme gemäß der dynamischen Anforderung des Gridcodes aktiviert wird (Kurve 2 in Figur 2).
- t0
- Zeitpunkt des sprungförmigen Frequenzabfalls
- t1 - t0
- Zeitintervall der Primärregelleistungsaktivierung
- t2 - t0
- technisch mögliches Zeitintervall für die Leistungsbereitstellung durch Kondensatstau/Anzapfdampfstopp gemäß Forderung des Gridcodes
- t2
- Zeitpunkt der Rücknahme der Leistungsbereitstellung durch Kondensatstau/Anzapfdampfstopp sowie Beginn der Leistungsaktivierung durch die Funktionseinheiten PS
- t3
- Beginn des Refillprozesses
- t4
- Beginn der frequenzabhängigen Reduzierung der aktivierten Primärregelleistung
- t5
- Ende der frequenzabhängigen Reduzierung der aktivierten Primärregelleistung
- t6 - t3
- Zeitintervall der Leistungsbereitstellung der Funktionseinheiten PS für den Refillprozess
- t6
- Ende des Refillprozesses
Claims (5)
- Verfahren zur Primärregelung für ein Netz, wobei einzelne Kraftwerksblöcke im modifizierten Gleitdruckbetrieb (angedrosselten Turbineneinlassventile) oder reinem Gleitdruckbetrieb (voll geöffnete Turbineneinlassventile) Primärregelleistung in das Netz einspeisen,
gekennzeichnet dadurch, dass mehrere Kraftwerksblöcke eines Unternehmens als Einheit zur Ausregelung von quasistationären Frequenzabweichungen von +/- 200 mHz für das Netz zusammengefasst aktiviert werden, wobei bei quasistationären Frequenzabweichungen im Netz von + 40 bis - 40 mHz mit den durch Androsselung der Turbineneinlassventile betriebenen Kraftwerksblöcke die quasistationäre Frequenzabweichung ausgeregelt wird, ab einer quasistationären Frequenzabweichung im Netz von +/- 40 mHz bis +/- 200 mHz die Kraftwerksblöcke mit reinem Gleitdruckbetrieb für die Bereitstellung der Primärregelleistung eingesetzt werden. - Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet dadurch, dass die Leistung bei Inanspruchnahme der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp, ohne für die Primärregelung Leistung vorzuhalten, bereitgestellt wird.
- Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet dadurch, dass die bei Eingreifen der Primärregelung in den mit reinem Gleitdruck betriebenen Kraftwerksblöcken durch die Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp erbrachte Leistung für die Primärregelleistung nach einer anlagenbedingten Aufhebung dieser Betriebsart durch eine frequenzabhängige Inbetriebnahme von ebenfalls in das Netz elektrische Energie einspeisende Pumpspeicherturbinen eines Pumpspeicherkraftwerkes erbracht wird.
- Verfahren nach Anspruch 3, gekennzeichnet dadurch, dass mit der Inbetriebnahme der Pumpspeicherturbinen eine anteilmäßig höhere Leistung bereitgestellt wird als zum Ausgleich der quasistationären Frequenzabweichung notwendigen Leistung, wobei der höhere Leistungsanteil zum Durchführen eines Refillvorganges an den mit reinem Gleitdruckbetrieb gefahrenen Kraftwerksblöcken in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp verwendet wird.
- Verfahren nach Anspruch 4, gekennzeichnet dadurch, dass der höhere Leistungsanteil zum Durchführen des Refillvorganges so groß gewählt wird, dass innerhalb von 15 min. nach Erreichen der Sollfrequenz im Netz die Leistung der Primärregelung aus den in der Betriebsart Kondensatstau und/oder Anzapfdampfstopp betriebenen Kraftwerksblöcken erneut bereitgestellt wird.
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