RU2535442C2 - Способ эксплуатации комбинированной электростанции - Google Patents

Способ эксплуатации комбинированной электростанции Download PDF

Info

Publication number
RU2535442C2
RU2535442C2 RU2012138140/06A RU2012138140A RU2535442C2 RU 2535442 C2 RU2535442 C2 RU 2535442C2 RU 2012138140/06 A RU2012138140/06 A RU 2012138140/06A RU 2012138140 A RU2012138140 A RU 2012138140A RU 2535442 C2 RU2535442 C2 RU 2535442C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
load
steam turbine
gas turbine
steam
turbine
Prior art date
Application number
RU2012138140/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012138140A (ru
Inventor
Ян ШЛЕЗИР
Хамид ОЛИА
Мартин ШЁНЕНБЕРГЕР
Мартин ЛИБАУ
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд
Publication of RU2012138140A publication Critical patent/RU2012138140A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2535442C2 publication Critical patent/RU2535442C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/101—Regulating means specially adapted therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
    • F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Изобретение относится к энергетике. В способе эксплуатации комбинированной электростанции, включающей в себя газовую турбину и паровую турбину, соответственно посредством подключенного электрогенератора вырабатывают переменное напряжение соответствующей частоты и отдают его сети переменного напряжения, причем отходящий газ газовой турбины используется для вырабатывания пара для паровой турбины. На первом этапе внутренние потребители снабжаются в автономном режиме посредством газовой турбины, причем ее режимная точка выбирается так, что достигается минимальная температура пара для паровой турбины, на втором этапе в автономном режиме паровая турбина синхронизируется и запускается до рабочей точки, при которой может достигаться максимальное возрастание нагрузки, причем результирующее изменение нагрузки паровой турбины компенсируется газовой турбиной, на третьем этапе подключаются нагрузки потребителей, на четвертом этапе возрастание запрошенной нагрузки полностью или частично, а также длительно или временно обеспечивается паровой турбиной, на пятом этапе нагрузка паровой турбины постепенно снижается для возрастания ее способности к повышению нагрузки. Этапы с третьего по пятый повторяются до тех пор, пока не будет достигнута основная нагрузка комбинированной электростанции. Изобретение позволяет обеспечить надежное и гибкое восстановление сети при аварийном запуске. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Изобретение относится к области электростанций. Оно касается способа эксплуатации комбинированной электростанции в соответствии с ограничительной частью пункта 1 формулы изобретения.
В случае полного выхода из строя системы передачи электроэнергии (сети переменного тока) выбранные генераторные установки имеют способность восстановления сети. Однако из-за очень ограниченной величины сети очень трудно поддерживать баланс между производством электроэнергии и ее потреблением. Вследствие этого возникают изменения частоты, которые являются значительными по сравнению с нормальными условиями эксплуатации сети.
Независимо от типа установки, предназначенной для осуществления такого аварийного запуска, требуется способность немедленного удовлетворения блоков спроса, составляющих обычно 30-50 МВт. Генераторная установка должна быть в состоянии во время удовлетворения таких блоков спроса регулировать частоту и уровень напряжения в приемлемых пределах.
Электростанции большой мощности особенно подходят для восстановления сетей. Примером подходящей электростанции является комбинированная электростанция 10, в сильно упрощенном и схематичном виде изображенная на фиг.1. Она включает в себя газовую турбину 11 и пароводяной контур 12, соединенные между собой парогенератором-утилизатором 13. Газовая турбина 11 всасывает с помощью компрессора 15 воздух 19, сжимает его и отдает его камере 16 сгорания, в которую подается топливо 20. Топливо 20 с помощью сжатого воздуха сжигается и вырабатывает горячий газ, который, расширяясь в последующей турбине 17, совершает работу. При этом турбина 17 приводит в действие, с одной стороны, компрессор 15, а с другой стороны, - генератор 18, вырабатывающий переменный ток или переменное напряжение. Отходящий газ 21 турбины 17 направляется через парогенератор-утилизатор 13 и выходит по трубе 22 в атмосферу.
В парогенераторе-утилизаторе 13 установлен испаритель 27 пароводяного контура 12, в котором испаряется питательная вода, подаваемая насосом 26. Выработанный пар расширяется в паровой турбине 23 и совершает работу, приводя дополнительный генератор 24 для выработки тока или напряжения. Выходящий из паровой турбины 23 пар конденсируется в конденсаторе 25 и, замыкая контур, подается к насосу 26 питательной воды.
Выработанный генераторами 18, 24 ток (переменный ток) подается в соединенную с электростанцией 10 сеть 28 переменного напряжения. Блок 14 управления служит для того, чтобы требования сети 28 к частоте и величине мощности выполнялись как можно в более полной мере.
Из US 2009/0320493 А1 известен способ первичного регулирования работающей на сеть комбинированной электростанции, при котором за счет соответствующего приведения в действие воздействующего на паровую турбину вентиля в постоянной готовности поддерживается ее резервная мощность, чтобы в случае падения частоты в сети поддерживать частоту сети. При этом случай аварийного запуска не рассматривается.
В случае газотурбинных модулей комбинированной электростанции неустановившийся режим работы газовой турбины может привести к значительным изменениям температуры на выходе. Как правило, это требует устройства байпасной газоотводной трубы. Это может быть значительным моментом при оценке того, подходит ли газотурбинный модуль комбинированной электростанции для аварийного запуска или нет.
Современные газовые турбины высокой мощности особенно хорошо подходят для восстановления сети. Однако гибкость при работе этих машин в области малых мощностей, как правило, ограничена пределами процесса. Поэтому в общем случае отдельный агрегат не может отвечать названным требованиям ко всему рабочему диапазону.
Задачей изобретения является создание способа эксплуатации комбинированной электростанции, с помощью которого восстановление сети может достигаться простым и надежным образом.
Эта задача решается посредством совокупности признаков пункта 1 формулы изобретения.
Изобретение относится к способу эксплуатации комбинированной электростанции, включающей в себя газовую и паровую турбины, которые соответственно посредством подключенного электрогенератора вырабатывают переменное напряжение соответствующей частоты и отдают его сети переменного напряжения, причем отходящий газ газовой турбины используется для вырабатывания пара для паровой турбины.
Способ отличается тем, что для восстановления сети при аварийном запуске на первом этапе внутренние потребители снабжаются в автономном режиме посредством газовой турбины, причем ее режимная точка выбирается так, что достигается минимальная температура пара для паровой турбины, на втором этапе в автономном режиме паровая турбина синхронизируется и запускается до рабочей точки, при которой может достигаться максимальное возрастание нагрузки, причем результирующее изменение нагрузки паровой турбины компенсируется газовой турбиной, на третьем этапе поблочно подключаются нагрузки потребителей, на четвертом этапе возрастание запрошенной нагрузки полностью или частично, а также длительно или временно обеспечивается паровой турбиной, на пятом этапе нагрузка паровой турбины постепенно снижается для возрастания ее способности к повышению нагрузки, и этапы с третьего по пятый повторяются до тех пор, пока не будет достигнута основная нагрузка комбинированной электростанции.
Один вариант предлагаемого способа отличается тем, что на первом этапе подготавливается минимальная температура пара, которая определяется или регулируется на основе температуры ротора паровой турбины и обеспечивается за счет оптимальной режимной точки газовой турбины, которая (точка) обеспечивает соответствующую выходную температуру ее дымовых газов, в случае остановки ротор паровой турбины остывает медленнее ее корпуса. Если паровая турбина после остановки и соответствующего остывания снова запускается, то необходимо, чтобы температура пара при повторном запуске была достаточно высокой, с тем чтобы не возникало термически обусловленных повреждений. Соответственно адаптированная температура пара, в частности соответственно минимальная температура, может предотвратить чрезмерное остывание корпуса, соприкосновение лопаток со статором и повреждение их вершин. Минимальная для этого температура пара может обеспечиваться за счет того, что газовая турбина запускается в режимной точке, так что дымовые газы на выходе из газовой турбины и, тем самым, при входе в котел-утилизатор имеют достаточно высокую температуру, чтобы обеспечить такую минимальную температуру пара. Для обеспечения такой температуры пара можно выбрать одну из многих оптимальных режимных точек для газовой турбины. В зависимости от ее типа режимная точка может быть установлена, в том числе, за счет параметров, таких как количество топлива, температура подачи воздуха или настройки направляющего колеса.
Другой вариант отличается тем, что на втором этапе используется вся выходная мощность для собственных нужд комбинированной электростанции и что в зависимости от оптимальной режимной точки газовой турбины паровая турбина сама по себе или вместе с газовой турбиной создает мощность для внутренних потребителей. Другой вариант отличается тем, что избыточная мощность в автономном режиме, которая не может использоваться внутренними потребителями, может использоваться для работы компрессора 15 газовой турбины.
Другой вариант отличается тем, что в автономном режиме электростанции 10 выработанный генераторами 18, 24 ток для соединенной сети переменного тока равен нулю.
Другой вариант отличается тем, что на четвертом этапе запрошенная нагрузка полностью создается посредством паровой турбины или пробел между запрошенной нагрузкой и полной реакцией газовой турбины заполняется посредством паровой турбины. По сравнению с паровыми турбинами газовые турбины при возрастании нагрузки в зависимости от режимной точки реагируют не так быстро. В любом случае паровая турбина может достаточно быстро реагировать для реализации сильного возрастания нагрузки. Поэтому работа паровой турбины самой по себе может реализовать полное возрастание нагрузки.
Газовая турбина может реагировать также быстро, причем быстрота газовой турбины в определенных диапазонах нагрузок, большей частью в диапазонах низких нагрузок, ограничена из-за стабильности работы. Однако она должна эксплуатироваться и так, чтобы соблюсти, например, предельные значения токсичных выбросов, что в диапазонах низких нагрузок ограничивает эксплуатационный диапазон газовой турбины. В случае, если требуется резкое и быстрое возрастание нагрузки и эксплуатируется только газовая турбина, может образоваться пробел между запрошенным возрастанием нагрузки и возрастанием нагрузки, реализованным посредством газовой турбины. Этот пробел может быть заполнен при этом за счет дополнительной работы паровой турбины.
Другой вариант осуществления изобретения отличается тем, что за счет длительного обеспечения запрошенной нагрузки посредством паровой турбины можно обойти диапазоны нагрузок при работе газовой турбины, ограниченной пределами процесса или выбросов.
Согласно другому варианту, паровая турбина эксплуатируется так, что возникает возможность как повышения, так и снижения ее нагрузки.
Другой вариант отличается тем, что минимальная нагрузка паровой турбины поддерживается таким образом, что при одновальной конфигурации предотвращается размыкание муфты, а при многовальной конфигурации - размыкание выключателя генератора.
Изобретение более подробно поясняется ниже на примерах его осуществления со ссылкой на чертежи, на которых изображают:
- фиг.1 принципиальную конструкцию комбинированной электростанции, подходящей для осуществления предложенного способа;
- фиг.2 различные временные кривые при синхронизации паровой турбины комбинированной электростанции при аварийном запуске в соответствии с одним примером осуществления способа;
- фиг.3 различные временные кривые при подключении нагрузочного блока к комбинированной электростанции в соответствии с одним примером осуществления способа;
- фиг.4 различные временные кривые при стабилизации комбинированной электростанции после подключения нагрузочного блока в соответствии с одним примером осуществления способа;
- фиг.5 дальнейшее подключение нагрузочного блока и соответствующие временные кривые.
Способ основан на согласованном управлении газовой и паровой турбинами по всему эксплуатационному диапазону установки (от собственных нужд до основной нагрузки). При этом способ подходит как для одновальных, так и для многовальных установок и отличается следующими преимуществами.
1. Могут подключаться крупные блоки запроса. Включение паровой турбины компенсирует при этом возможные ограничения на эксплуатацию газовой турбины в диапазоне нагрузок при
а) технологических ограничениях и
б) обусловленных отходящими газами ограничениях.
2. Благодаря превосходящим динамическим свойствам паровой турбины возникает повышенная стабильность регулирования.
3. Возникает способность восстановления сети, простирающаяся вплоть до основной нагрузки комбинированной электростанции.
4. Байпасной газоотводящей трубы не требуется, поскольку можно избежать чрезмерных колебаний температуры газа.
Эксплуатационные режимы комбинированной электростанции более подробно поясняются ниже в рамках изобретения с помощью фиг.2-5. Фиг.2 относится к синхронизации паровой турбины, причем здесь, как и на остальных фигурах, в зависимости от времени (в секундах) на левой шкале нанесена мощность (в мегаваттах), а на правой шкале - частота (в герцах). Кривая а представляет на всех фиг.2-5 временную характеристику термической мощности комбинированной электростанции (СС PRW THERM), кривая b - соответствующее потребление мощности (LOAD CONSUMPTION), кривая с - соответствующую термическую мощность газовой турбины (GT PRW THERM), кривая d - соответствующую термическую мощность паровой турбины (ST PRW THERM), кривая е - соответствующую частоту газовой турбины (FREQ GT), а кривая f - соответствующую частоту паровой турбины (FREQ ST).
Начальной режимной точкой на фиг.2 является автономный режим работы газовой турбины, посредством которой снабжаются только внутренние потребители (постоянные собственные нужды в соответствии с кривой b). Выработанный пар через деривационные секции 29 паровой турбины отводится непосредственно в конденсатор. Режимная точка газовой турбины выбрана так, что достигается минимальная температура пара для работы паровой турбины. Необходимая температура пара определяется главным образом температурой ротора паровой турбины.
Паровая турбина синхронизируется и запускается по мощности в соответствии с кривой d на фиг.2 до идеальной режимной точки для подключения первого блока нагрузок потребителей (это, как правило, точка с максимальной способностью паровой турбины к повышению нагрузки). Вся активная выходная мощность установки (кривая b) остается на уровне собственных нужд (отдача мощности нетто сети равна нулю - режим нулевой мощности). Паровая турбина снабжает тогда мощностью внутренних потребителей и, в случае необходимости, снабжает мощностью потребителя газовой турбины, тогда как мощность газовой турбины снижается (кривая с); постоянная кривая b представляет внутреннее потребление, а вся термическая мощность а является суммой термической мощности с газовой турбины и термической мощности d паровой турбины.
Фиг.3 относится к подключению блоков нагрузок. После подключения одного блока нагрузок потребителей (ступенчатое возрастание (кривая b)) газовая и паровая турбины одновременно реагируют на связанное с этим изменение частоты (вначале это падение частоты (кривая f)). Координация обеих турбин связана со следующими характеристиками.
1. Общие действия с некоторой адаптацией аналогичны тем, что описаны в US 2009/0320493 А1. Отклонение между заданным значением нагрузки и приближенным в результате модельных расчетов, оцениваемым ответом газовой турбины, компенсируется включением паровой турбины. В зависимости от режимной точки установки паровая турбина обеспечивает рост спроса на нагрузку - полностью или частично - на ограниченной по времени или длительной основе. Ограниченное по времени включение заполняет пробел между подключением блока нагрузок и полной реакцией газовой турбины. Длительное включение служит для обхода диапазонов нагрузок с ограниченной эксплуатацией газовой турбины (ограничения, обусловленные процессом или выбросами).
2. В первую очередь включение паровой турбины улучшает динамический ответ вырабатывающего мощность агрегата. Это важно, в частности, для диапазонов нагрузок с ограниченной динамикой реакции газовой турбины (типично при эксплуатации с низкой нагрузкой). Поэтому газовая турбина должна эксплуатироваться так, чтобы в распоряжении имелась способность паровой турбины к повышению и снижению нагрузки.
3. Минимальная нагрузка паровой турбины должна всегда поддерживаться во избежание размыкания муфты (при одновальной конфигурации) или размыкания выключателя генератора (при многовальной конфигурации).
Фиг.4 относится к стабилизации после подключения блоков нагрузок. После стабилизации частоты установка подготовлена к подключению следующего блока нагрузок потребителей (фиг.5). За исключением диапазонов ограниченной эксплуатации, газовая турбина поддерживает необходимую мощность. Нагрузка паровой турбины постепенно снижается (кривая d), в результате чего возрастает ее способность к повышению нагрузки. Снижение нагрузки паровой турбины имеет следующие пределы.
1. Должна обеспечиваться минимальная способность к снижению нагрузки, чтобы поддерживать стабильность системы (эксплуатационные диапазоны с ограниченной реакционной способностью газовой турбины).
2. Должна поддерживаться минимальная нагрузка паровой турбины («Min. ST load» - кривая d) во избежание размыкания муфты (при одновальной конфигурации) или размыкания выключателя генератора (при многовальной конфигурации).
3. Возможно, что паровая турбина должна покрывать часть запрашиваемой нагрузки потребителей в течение длительного периода времени, чтобы обойти диапазоны нагрузок, критические для длительной эксплуатации газовой турбины. В этом случае требуется управляемый байпасный режим.
4. Паровая турбина запускается, как только будет достигнута заданная способность к переходному повышению нагрузки ((«Max. ST load increase capacity reached» - кривая d) (фиг.4).
При подключении дополнительного блока нагрузок на фиг.5 паровая турбина реагирует сразу же (кривая d). Газовая турбина следует с некоторой задержкой (кривая с), причем паровая турбина снова останавливается с возрастанием мощности газовой турбины.
Подключение блоков нагрузок и последующая стабилизация на фиг.3-5 последовательно повторяются до тех пор, пока не будет достигнута основная нагрузка.
Перечень ссылочных позиций
10 - комбинированная электростанция
11 - газовая турбина
12 - пароводяной контур
13 - парогенератор-утилизатор
14 - блок управления
15 - компрессор
16 - камера сгорания
17 - турбина
18, 24 - генератор
19 - воздух
20 - топливо
21 - отходящие газы
22 - газоотводная труба
23 - паровая турбина
25 - конденсатор
26 - насос питательной воды
27 - испаритель
28 - сеть (переменного напряжения)
29 - деривационная секция паровой турбины

Claims (10)

1. Способ эксплуатации комбинированной электростанции (10), включающей в себя газовую турбину (11) и паровую турбину (23), с помощью которых соответственно посредством подключенного электрогенератора (18, 24) вырабатывают переменное напряжение соответствующей частоты и отдают его сети переменного напряжения (28), причем отходящий газ (21) газовой турбины (11) используют для вырабатывания пара для паровой турбины (23), отличающийся тем, что для восстановления сети при аварийном запуске на первом этапе внутренних потребителей снабжают в автономном режиме посредством газовой турбины (11), причем режимную точку газовой турбины (11) выбирают с возможностью достижения минимальной температуры пара для паровой турбины (23), на втором этапе в автономном режиме паровую турбину (23) синхронизируют и запускают до рабочей точки, при которой может достигаться максимальное возрастание нагрузки, причем результирующее изменение нагрузки паровой турбины (23) компенсируют газовой турбиной (11), а потребление мощности со стороны сети равно 0 МВт, на третьем этапе поблочно подключают нагрузки потребителей, на четвертом этапе возрастание запрошенной нагрузки полностью или частично, а также длительно или временно обеспечивают посредством паровой турбины (23), на пятом этапе нагрузку паровой турбины (23) постепенно снижают для возрастания ее способности к повышению нагрузки и этапы с третьего по пятый повторяют до тех пор, пока не будет достигнута основная нагрузка комбинированной электростанции (10).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на первом этапе подготавливают минимальную температуру пара, которую определяют или регулируют на основе температуры ротора паровой турбины (23) и обеспечивают за счет оптимальной режимной точки газовой турбины (17).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на втором этапе используют всю выходную мощность для собственных нужд комбинированной электростанции (10), при этом в зависимости от оптимальной режимной точки газовой турбины (11) с помощью паровой турбины (23) самой по себе или вместе с газовой турбиной (11) или газовой турбиной (11) самой по себе создают мощность для внутренних потребителей.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что на втором этапе избыточная мощность в автономном режиме, которая не может использоваться внутренними потребителями, может использоваться для работы компрессора (15) газовой турбины.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что на первом и втором этапах в автономном режиме комбинированной электростанции (10) выработанный генераторами (18, 24) ток для соединенной сети переменного тока (28) равен нулю.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что на четвертом этапе запрошенную нагрузку полностью создают за счет координированной и одновременной реакции газовой турбины (11), паровой турбины (23) и ее деривационных секций (29), причем частоту сети регулируют на выбор посредством газовой турбины (11) или паровой турбины (23).
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что на четвертом этапе запрошенную нагрузку полностью создают посредством паровой турбины (23) или пробел между запрошенной нагрузкой и полной реакцией газовой турбины (11) заполняют посредством паровой турбины.
8. Способ по любому из пп.1-4, 6, 7, отличающийся тем, что за счет длительного обеспечения запрошенной нагрузки посредством паровой турбины (23) обходят диапазоны нагрузок при работе газовой турбины, ограниченной пределами процесса или выбросов.
9. Способ по любому из пп.1-4, 6, 7, отличающийся тем, что паровую турбину (23) эксплуатируют с возможностью как повышения, так и снижения ее нагрузки.
10. Способ по любому из пп.1-4, 6, 7, отличающийся тем, что минимальную нагрузку паровой турбины поддерживают с возможностью предотвращения при одновальной конфигурации размыкания муфты, а при многовальной конфигурации - размыкания выключателя генератора.
RU2012138140/06A 2011-09-07 2012-09-06 Способ эксплуатации комбинированной электростанции RU2535442C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11180391 2011-09-07
EP11180391.2 2011-09-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012138140A RU2012138140A (ru) 2014-03-27
RU2535442C2 true RU2535442C2 (ru) 2014-12-10

Family

ID=46704555

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012138140/06A RU2535442C2 (ru) 2011-09-07 2012-09-06 Способ эксплуатации комбинированной электростанции

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9328668B2 (ru)
EP (1) EP2568128B1 (ru)
JP (1) JP2013057314A (ru)
CN (1) CN102996252B (ru)
CA (1) CA2788196C (ru)
ES (1) ES2578294T3 (ru)
RU (1) RU2535442C2 (ru)
SG (1) SG188728A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2787868C (en) * 2011-09-07 2016-07-12 Alstom Technology Ltd Method for operating a power plant
US9464957B2 (en) * 2013-08-06 2016-10-11 General Electric Company Base load estimation for a combined cycle power plant with steam turbine clutch
CN103812131B (zh) * 2013-10-29 2015-10-28 国网辽宁省电力有限公司沈阳供电公司 一种基于多智能体的城市电网孤岛黑启动***及方法
JP6296286B2 (ja) * 2014-03-24 2018-03-20 三菱日立パワーシステムズ株式会社 排熱回収システム、これを備えているガスタービンプラント、排熱回収方法、及び排熱回収システムの追設方法
CN104124700B (zh) * 2014-06-21 2016-05-04 清华大学 配电网黑启动方案生成方法和***
US10215070B2 (en) * 2015-06-29 2019-02-26 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
CN114341467B (zh) * 2019-08-06 2023-09-22 西门子能源美国公司 联合循环频率控制***和方法
CN110500143B (zh) * 2019-08-28 2022-04-01 杭州和利时自动化有限公司 一种燃气及蒸汽联合循环发电机组的控制方法及相关组件
US11619145B2 (en) * 2021-05-06 2023-04-04 General Electric Company Coordinated combined cycle power plant response for block loading in grid restoration

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB932718A (en) * 1960-05-24 1963-07-31 Head Wrightson & Co Ltd Combined gas turbine and steam turbine power plant
RU2200850C2 (ru) * 1997-10-15 2003-03-20 Сименс Акциенгезелльшафт Газо- и паротурбинная установка и способ ее эксплуатации
RU2312229C2 (ru) * 2002-05-22 2007-12-10 Ормат Текнолоджиз Инк. Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6060208A (ja) * 1983-09-14 1985-04-06 Hitachi Ltd 複合発電プラントの起動・停止装置
US4589255A (en) * 1984-10-25 1986-05-20 Westinghouse Electric Corp. Adaptive temperature control system for the supply of steam to a steam turbine
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
DE10056231B4 (de) * 2000-11-13 2012-02-23 Alstom Technology Ltd. Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks
JP3930462B2 (ja) * 2003-08-01 2007-06-13 株式会社日立製作所 一軸コンバインドサイクル発電設備及びその運転方法
US7107774B2 (en) 2003-08-12 2006-09-19 Washington Group International, Inc. Method and apparatus for combined cycle power plant operation
JP4466914B2 (ja) 2004-02-17 2010-05-26 バブコック日立株式会社 複合発電プラントとその起動方法
WO2006097495A2 (de) 2005-03-18 2006-09-21 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und vorrichtung zum bereitstellen einer regelleistung durch eine kombinierte gas- und dampfturbinenanlage
EP1736638A1 (de) * 2005-06-21 2006-12-27 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Hochfahren einer Gas- und Dampfturbinenanlage
EP1917428B1 (de) 2005-08-23 2017-12-13 General Electric Technology GmbH Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage mit einem druckspeicher
US20070130952A1 (en) 2005-12-08 2007-06-14 Siemens Power Generation, Inc. Exhaust heat augmentation in a combined cycle power plant
EP2067940B2 (de) * 2007-09-07 2023-02-15 General Electric Technology GmbH Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
US7966102B2 (en) * 2007-10-30 2011-06-21 General Electric Company Method and system for power plant block loading
EP2450535A1 (de) 2008-06-27 2012-05-09 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage
US20100077722A1 (en) 2008-09-30 2010-04-01 General Electric Company Peak load management by combined cycle power augmentation using peaking cycle exhaust heat recovery
DE102008062588B4 (de) 2008-12-16 2010-11-25 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Stabilisierung der Netzfrequenz eines elektrischen Stromnetzes

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB932718A (en) * 1960-05-24 1963-07-31 Head Wrightson & Co Ltd Combined gas turbine and steam turbine power plant
RU2200850C2 (ru) * 1997-10-15 2003-03-20 Сименс Акциенгезелльшафт Газо- и паротурбинная установка и способ ее эксплуатации
RU2312229C2 (ru) * 2002-05-22 2007-12-10 Ормат Текнолоджиз Инк. Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах

Also Published As

Publication number Publication date
EP2568128A1 (en) 2013-03-13
JP2013057314A (ja) 2013-03-28
CN102996252A (zh) 2013-03-27
CA2788196C (en) 2016-06-07
US20130145772A1 (en) 2013-06-13
ES2578294T3 (es) 2016-07-22
RU2012138140A (ru) 2014-03-27
EP2568128B1 (en) 2016-04-06
SG188728A1 (en) 2013-04-30
CN102996252B (zh) 2016-01-20
CA2788196A1 (en) 2013-03-07
US9328668B2 (en) 2016-05-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2535442C2 (ru) Способ эксплуатации комбинированной электростанции
US9631521B2 (en) Method for operating a combined-cycle power plant
US8916985B2 (en) Gas turbine start with frequency convertor
US10072532B2 (en) Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant
US20110018265A1 (en) Power station system and method for operating
JP2019027398A (ja) コンバインドサイクル発電プラントおよびコンバインドサイクル発電プラントの制御方法
US20170207628A1 (en) Method for operating a power plant, and power plant
EP2770172B1 (en) Method for providing a frequency response for a combined cycle power plant
US9127574B2 (en) Method for operating a power plant
KR101613227B1 (ko) 선박의 폐열을 이용한 전력 생산 장치 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170907