WO1998021451A1 - Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine - Google Patents

Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine Download PDF

Info

Publication number
WO1998021451A1
WO1998021451A1 PCT/DE1997/002607 DE9702607W WO9821451A1 WO 1998021451 A1 WO1998021451 A1 WO 1998021451A1 DE 9702607 W DE9702607 W DE 9702607W WO 9821451 A1 WO9821451 A1 WO 9821451A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
turbine
load change
change process
turbine guide
var
Prior art date
Application number
PCT/DE1997/002607
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Edwin Gobrecht
Rolf Langbein
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Priority to DE59706404T priority Critical patent/DE59706404D1/de
Priority to JP52203298A priority patent/JP4127856B2/ja
Priority to EP97949887A priority patent/EP0937194B1/de
Publication of WO1998021451A1 publication Critical patent/WO1998021451A1/de
Priority to US09/307,997 priority patent/US6239504B1/en

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • 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
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/12—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for responsive to temperature

Definitions

  • the invention relates to a turbine guide device and a method for regulating a load change process of a turbine, in particular a steam turbine, taking into account a maximum permissible material stress during the load change process.
  • an associated signal is transmitted to a turbine speed control device or a power control device, depending on whether the turbine is in an acceleration phase in which the rotational speed of the shaft is increased or whether the tur bine is in a power coupling phase, in which the turbine is connected to the generator and started up to the desired power.
  • the method and the associated computer system serve to achieve the shortest possible start-up time, taking into account the material stresses permitted for a specific starting frequency.
  • Temporal control device for power plant turbines by P. Martin et al in BWK, Volume 36, No. 12/1984, a device is described by means of which the stress on selected turbine parts is monitored. The device regulates each starting process
  • a maximum permissible temperature difference (T m - T x ) is specified as a function of the mean temperature T m .
  • the current temperature difference is determined by the turbine control computer and from this the allowance for the maximum permissible temperature difference is calculated.
  • a preview of the expected course of the allowance is also carried out. From these two values, a guide variable is formed with which the start-up and loading speed can be changed at an early stage by means of a setpoint control for speed and power, thus adapting to the dynamics of the system behavior.
  • the service life consumption is calculated from fatigue fatigue, so that it can be determined in good time and with foresight when the point will be reached when a precise inspection of the turbine is necessary.
  • the start-up mode "normal” corresponds exactly to such a start-up mode, through which 4,000 load changes of the turbine are possible.
  • the "fast” start-up mode leads to a higher load corresponding to about 800 possible load changes, and the “slow” start-up mode leads to less material fatigue, so that about 10,000 load changes are possible.
  • the object of the invention is to provide a turbine guide device for regulating a load change process of a turbine, by means of which a flexible change in the operating conditions of the turbine corresponding to the operational requirements for generating electrical energy can be achieved, taking into account a maximum permissible material load.
  • An advantage of a turbine guide device is the direct or indirect specification of the desired time for starting and stopping and changing the power of the turbo set, taking into account physical limit values.
  • An input device can be provided to supply a time variable.
  • This can be supplied with a variable for a variable specification of the time duration of the load change process, which variable can in particular already be the time duration itself.
  • a time period which can be individually predefined flexibly for each load change process is preferably determined.
  • the time period can be freely selected, i.e. it can take on any physically meaningful value. It can be continuously adjusted to any physically and operationally meaningful value.
  • the duration of a load change from an initial state to a target state can be specified by the operator.
  • a turbine guide variable is determined in the limiting unit, which is determined as a function of time in the time period between leaving the initial state and reaching the target state.
  • this turbine guide variable also preferably depends on the starting temperature at the time of the initial state and the end temperature at the time of the target state, the component geometry, the material used, the steam state and the temperature level.
  • the turbine guide device preferably has an exhaustion unit in which a determination of the material exhaustion of the load change process to be carried out in accordance with the turbine guide size is carried out.
  • the exhaustion unit can calculate the additional material exhaustion in advance, so that on the basis of this material exhaustion and the still desired operating time of the turbine it can be decided manually or automatically whether the load change process should actually be carried out in the desired time period.
  • the expected material fatigue is preferably displayed on an output medium, such as a screen, a printer, etc.
  • the exhaustion unit is preferably also used to determine the material exhaustion when the load change process has actually been carried out in the desired time period.
  • the values of the additional material creation can also be displayed on a corresponding output medium and stored in a storage medium, in particular a storage medium of a computer system. Information about the exhaustion of the material and thus about the remaining operating time of the turbine is thus known at all times. In this way, future load change processes can each be carried out with a correspondingly flexibly selectable period of time, whereby the load change can be carried out more gently in the case of already high material exhaustion (longer time period) or a quick load change (short time period) can be carried out with a sufficiently large reserve (low material exhaustion) .
  • the turbine guide device preferably has a regulating unit and / or a control unit, each of which can be connected to an actuator of the turbine for regulating and / or controlling the load change process.
  • the actuator is preferably a valve through which the inflow of hot steam can be adjusted.
  • the turbine guide device preferably has a stress unit to which system values, such as pressure values or temperature values of the turbine, can be supplied.
  • This stress unit is connected to the exhaustion unit and / or the limiting unit.
  • the system values processed or forwarded in the stress unit are fed to the limiting unit, so that a comparison between the setpoint value and the actual value of the turbine guide variable can be carried out and, if there is a corresponding deviation, a control intervention, i.e. actuation of the actuator is carried out.
  • the system values are used to determine the additional material exhaustion, which - as already mentioned - can be saved or displayed.
  • the turbine guide size preferably represents a measure of the material fatigue. The material fatigue is during the
  • the turbine guide variable can in this case be the temperature difference between an average component temperature and a surface component temperature, in particular the turbine shaft or the turbine housing, as is described, for example, in the above-mentioned article "Turbine master computer for thermal monitoring of steam turbines" Turbine guide size is ensured that, on the one hand, the material stress during the load change process remains below a critical limit and, on the other hand, that temperature expansions remain within a required range, so that, for example, a game can be bridged between two components of the turbine and warping can be avoided.
  • system values are preferably determined at various points on the turbine and on various components (turbine shaft, valves, boiler, etc.).
  • the fatigue components that have occurred can be detected separately in the exhaustion unit for different components of the turbine, and from this an entire exhaustion of the turbine or individual components can be determined and stored.
  • the turbine guide device as a whole or that individual units can or can be present as a computer program, as an electronic component or as a circuit and on a microprocessor.
  • FIG. 1 shows a schematic representation of a steam turbine with a turbine guide device and FIG. 2 shows a temperature profile on the turbine shaft during the period of the load change process.
  • FIG. 1 schematically shows a steam turbine 7 with a generator 13 connected to it and with a turbine guide device 1.
  • the turbine guide device 1 can be supplied with a signal or a variable 20 for the desired time period t v of a load change process (for example via an input device), as indicated by the arrow 20.
  • the signal corresponding to the time period t v is fed to a limiting unit 3.
  • a determination is made in the delimitation unit 3, taking into account data from an exhaustion unit 4 connected to the delimitation unit 3 a respective turbine guide variable VAR depending on the time period t v , so that the load process can be controlled from an initial state Ain to a target state Z. This is shown enlarged in FIG. 2.
  • the turbine guide variables VAR are formed for the various components to be monitored, such as valve housing, turbine housing and turbine shaft, and represent temperature differences of the temperature T 0 between the respective surface and an integral mean temperature T m of the respective component.
  • Each turbine guide variable VAR represents a temperature difference between the two temperatures (T 0 - T m ) is a measure of the thermal voltage or thermal expansion and thus of the alternating stress fatigue.
  • the turbine guide variables VAR are determined over the time period t v in such a way that constant fatigue occurs during the entire time period t v and thus a constant increase in fatigue occurs.
  • FIG. 2 shows the course for a start-up process in which the average temperature T ra is lower than the surface temperature T 0 . During a shutdown process (not shown), the average temperature T m is greater than the surface temperature T 0 .
  • the limiting unit 3 is connected to the exhaustion unit 4, so that the latter can be supplied with the predetermined values of the turbine guide variables VAR.
  • the additional fatigue caused by the load change process is calculated in advance. This additional fatigue is also shown on an output medium 11 which is connected to the exhaustion unit 4.
  • the output medium 11 can be, for example, a monitor that is in the control room (not shown) of the turbine
  • the difference value from the turbine guide variable VAR and the measured temperature difference (T 0 -T m ) of the component is fed to a setpoint control function unit 2.
  • the permissible speed and power change in the setpoint control function unit 2 determined.
  • a signal for changing the turbine speed and power is sent to a control unit 5, via which an actuator 6, in particular a steam valve, of the turbine 7 is actuated.
  • the inflow of steam into the turbine 7 is thus adjusted in accordance with the turbine guide variable VAR, which also indirectly controls the surface temperature T 0 and the average temperature T m , in particular the turbine shaft.
  • the system values of the turbine 7, in particular the steam temperature, the component temperature and the steam pressures, are recorded by measuring elements (not shown), for example thermocouples, and recorded in a temperature measuring unit 9.
  • This temperature measuring unit 9 is connected to the stress unit 8 and transmits the determined system values to it.
  • the system values are evaluated in the stress unit 8, in particular the surface temperature T 0 and the average temperature T m of the turbine shaft are calculated. These values are transmitted to the limiting unit 3 and / or to the exhaustion unit 4. In the limiting unit 3, a comparison is made between that previously, in particular in the
  • Limiting unit 3 specific target value and the actual value of the turbine guide variable VAR determined in the stress unit 8.
  • the control unit 5 performs a corresponding control intervention in the actuator 6 by means of the target value management function.
  • the exhaustion unit 4 the additional exhaustion, i.e. Material fatigue, determined by the load change process actually carried out. This exhaustion is displayed on the one hand on the output medium 11 and on the other hand, if necessary, stored with additional system values of the turbine 7 in a storage medium 10, in particular a permanent memory of a computer system or another data carrier.
  • the invention is characterized by a turbine guide device which works in a time-oriented, in particular in a start-up-oriented manner, the time duration of a load change in

Abstract

Die Erfindung betrifft eine Turbinenleiteinrichtung zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine (7) mit einer Begrenzungseinheit (3), welcher eine Größe für eine variable Vorgabe der Zeitdauer tv des Lastwechselvorgangs zuführbar ist. In der Begrenzungseinheit (3) erfolgt die Bestimmung einer Turbinenleitgröße (VAR) zur Durchführung des Lastwechselvorgangs in der Zeitdauer tv unter Berücksichtigung eines maximal zulässigen Grenzwertes. In einer Erschöpfungseinheit (4) erfolgt eine Vorab-Ermittlung der Materialerschöpfung des entsprechend der Turbinenleitgröße (VAR) durchzuführenden Lastwechselvorgangs. Die Erfindung betrifft weiterhin ein Verfahren zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine (7).

Description

Beschreibung
Turbinenleiteinrichtung sowie Verfahren zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine
Die Erfindung betrifft eine Turbinenleiteinrichtung sowie ein Verfahren zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine, insbesondere einer Dampfturbine, wobei eine Berücksichtigung einer maximal zulässigen Materialbeanspruchung während des Lastwechselvorgangs erfolgt.
In dem Artikel "Digital Computer Control System for Turbine Start-Up" von N. Honda, Fh. Kavano, J. Matsumura in Hitachi Review, Vol. 27, No. 7/1978, sind ein Computersystem sowie ein Verfahren zur Durchführung eines beschleunigten Anfahrprozesses einer Dampfturbine beschrieben. Der Anfahrvorgang wird hierbei über thermische Spannungen als Regelgrößen geregelt, die vorausberechnet werden und als Regelgrößen für das Hochfahren der Turbinendrehzahl und das Ankoppeln der Turbine an den Generator zur Lastabgabe dienen. Der Anfahrvorgang wird in viele kleine Zeitschritte unterteilt, wobei für jeden Zeitschritt die Temperaturverteilung entlang der Turbinenwelle durch Lösung einer partiellen Differentialgleichung gelöst wird. Sind die daraus berechneten thermischen Spannungen in einem erlaubten Rahmen, so wird ein zugehöriges Signal an eine Turbinendrehzahlregeleinrichtung oder eine Leistungsregeleinrichtung übertragen, abhängig davon, ob die Turbine sich in einer Beschleunigungsphase befindet, bei der die Drehgeschwindigkeit der Welle erhöht wird, oder ob die Tur- bine in einer Leistungsankopplungsphase ist, bei der die Turbine an den Generator geschaltet und zur gewünschten Leistung hochgefahren wird. Das Verfahren sowie das dazugehörige Computersystem dienen dem Erreichen einer möglichst kurzen An- fahrzeit unter Berücksichtigung der für eine bestimmte Starthäufigkeit zulässigen Materialbeanspruchungen. In dem Artikel "Temperaturleitgerät für Kraftwerksturbinen" von P. Martin et al in BWK, Band 36, Nr. 12/1984, ist eine Vorrichtung beschrieben, durch die eine Überwachung der Beanspruchung ausgewählter Turbinenteile erfolgt. Mit der Vor- richtung erfolgt eine Regelung jedes Startvorganges einer
Turbine, so daß die Ermüdung des Materials über die zu erwartende Betriebszeit der Turbine unter einem kritischen Wert verbleibt. Es wird hierbei vorausgesetzt, daß eine Turbine während ihrer Einsatzdauer etwa 4.000 Anfahrvorgänge durch- läuft, von denen etwa 3.000 Heißstarts, 700 Warmstarts und 300 Kaltstarts sind. Für die Regelung vorgegeben sind die Zielleistung sowie der Soll-Leistungstransient . Unter Berücksichtigung der gemessenen Drehzahl werden die Wärmeübergänge von Dampf auf das Läufermaterial, daraus die Temperaturver- teilung in dem Läufer und daraus wiederum ein Spannungswert als Überlagerung thermischer und mechanischer Spannungen bestimmt . Aus der GesamtSpannung innerhalb des Läufers sowie der Ventilgehäuse werden Ermüdungsgradanteile aus Zeitstand- und Dehnungswechselbeanspruchung berechnet und zu dem gesam- ten Ermüdungsgrad summiert, welcher täglich protokolliert wird. Die berechneten Spannungswerte dienen der Regelung des Anfahrprozesses, wobei die Soll-Temperaturtransienten als begrenzend vorgegeben werden.
Im Artikel "Turbinenleitrechner zur thermischen Überwachung von Dampfturbinen" von E. Gelleri und F. Zerrmayr in Siemens- Energietechnik 4, Heft 2/1982, ist ein Turbinenleitrechner beschrieben, bei dem Anfahr- und Leistungsänderungsgeschwin- digkeit mit Rücksicht auf die Werkstoffermüdüng kontrolliert und gleichzeitig die verursachte Werkstoffermüdüng erfaßt wird. Als Maß für die Wärmebeanspruchung dient die Differenz zwischen einer mittleren Temperatur Tm und der Oberflächentemperatur Tx eines Bauteils. Zur Anpassung der Regelung an unterschiedliche Anfahr- und Abfahrvorgänge sowie bei Lei- stungsänderungen von festdruckbetriebenen Turbinen sind drei unterschiedlichen Regelungsmoden vorgesehen, die einer schnellen, einer mittleren und einer langsameren Änderung entsprechen. Je nach Modus ist eine maximal zulässige Temperaturdifferenz (Tm - Tx) in Abhängigkeit der mittleren Temperatur Tm vorgegeben. Durch den Turbinenleitrechner wird die jeweils aktuelle Temperaturdifferenz bestimmt und daraus der Freibetrag zur maximal zulässigen Temperaturdifferenz berechnet. Neben der Ermittlung des momentanen Freibetrages wird auch eine Vorschau auf den zu erwartenden Verlauf des Freibetrages durchgeführt . Aus diesen beiden Werten wird eine Leitgröße gebildet, mit der über eine Sollwertführung für Drehzahl und Leistung die Anfahr- und Belastungsgeschwindigkeit frühzeitig verändert und damit eine Anpassung an die Dynamik des Anlageverhaltens erreicht wird. Betriebsbegleitend zur Regelung eines Anfahr- oder Abfahrvorgangs sowie eines LeistungsänderungsVorgangs wird der Lebensdauerverbrauch aus Dehnungswechselermüdung berechnet, so daß rechtzeitig und vorausschauend ermittelt werden kann, wann der Zeitpunkt erreicht sein wird, an dem eine genaue Inspektion der Turbine nötig ist. Der Anfahrmodus "normal" entspricht gerade einem solchen Anfahrmodus, durch den sicher 4.000 Lastwechsel der Turbine möglich sind. Der Anfahrmodus "schnell" führt zu einer höheren Belastung entsprechend etwa 800 möglichen Last- wechseln, und der Anfahrmodus "langsam" führt zu einer geringeren Materialermüdung, so daß hierbei etwa 10.000 Lastwechsel sicher möglich sind.
Aufgabe der Erfindung ist es, eine Turbinenleiteinrichtung zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine anzugeben, durch die unter Berücksichtigung einer maximal zulässigen Materialbeanspruchung eine flexible, den betrieblichen Anforderungen zur Erzeugung elektrischer Energie entsprechende Änderung der Betriebsbedingungen der Turbine erreichbar ist. Darüber hinaus ist es Aufgabe der Erfindung, ein entsprechendes Verfahren zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine anzugeben.
Die auf eine Turbinenleiteinrichtung gerichtete Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die Merkmale des Patentanspruches 1 und die auf ein Verfahren zur Regelung eines Lastwechselvorgangs einer Turbine gerichtete Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die Merkmale des Patentanspruches 7 gelöst.
Vorteilhafte Ausgestaltungen der Turbinenleiteinrichtung sowie des Verfahrens sind in den Unteransprüchen angegeben.
Vorteil einer erfindungsgemäßen Turbinenleiteinrichtung ist die mittelbare oder unmittelbare Vorgabe der gewünschten Zeit für das An- und Abfahren und das Leistungsändern des Turbosatzes unter Berücksichtigung physikalischer Grenzwerte.
Zur Zuführung einer Zeitgröße kann eine Eingabeeinrichtung, eine Anwahleinrichtung, vorgesehen sein. Dieser ist eine Größe für eine variable Vorgabe der Zeitdauer des Lastwech- selvorgangs zuführbar, welche Größe insbesondere bereits die Zeitdauer selbst sein kann. Für die Durchführung des Last- wechselvorgangs wird vorzugsweise eine individuell für jeden Lastwechselvorgang flexibel vorgebbare Zeitdauer bestimmt . Die Zeitdauer kann frei ausgewählt werden, also jeden physikalisch sinnvollen Wert annehmen. Sie kann stufenlos auf jeden physikalisch und betrieblich sinnvollen Wert eingestellt werden. Somit kann betreiberseits je nach Anforderung, insbesondere im Hinblick auf die erforderliche Bereitstellung von elektrischer Energie, die Dauer für einen Lastwechsel von einem Anfangszustand zu einem Zielzustand vorgegeben werden. Für die Regelung des Lastwechselvorgangs, welcher ein Anoder Abfahrvorgang sowie ein Leistungsänderungsvorgang sein kann, wird unter Vorgabe der Zeitdauer eine Turbinenleitgroße in der Begrenzungseinheit bestimmt, die als Funktion der Zeit in der Zeitdauer zwischen Verlassen des Anfangszustandes und Erreichen des Zielzustandes ermittelt wird. Diese Turbinenleitgroße hängt neben der vorgewählten Zeitdauer (Anfahrzeit, Abfahrzeit, Laständerungszeit) vorzugsweise auch noch von der Ausgangstemperatur zum Zeitpunkt des Anfangszustandes und der Endtemperatur zum Zeitpunkt des Zielzustandes, der Bauteil- geometrie, dem verwendeten Werkstoff, dem Dampfzustand und dem Temperaturniveau ab. Mit der Bestimmung der Turbinenleitgroße erfolgt beispielsweise bei einem Anfahrgang eine Festlegung der Fortschaltkriterien für das Hochfahren der Drehzahl von Anwärmdrehzahl auf Nenndrehzahl, das anschließende Synchronisieren und die Mindest-Leistungsaufnahme . Hierzu werden Turbinenparameter, wie Turbinendrehzahl, Dampfdruck, Temperatur und Leistung, über die Turbinenleitgroße mit Hilfe einer Sollwertfunktion geändert (geregelt, gesteuert) .
Die Turbinenleiteinrichtung weist vorzugsweise eine Erschöpfungseinheit auf, in der eine Ermittlung der Materialerschöpfung des entsprechend der Turbinenleitgroße durchzuführenden Lastwechselvorgangs erfolgt. Die Erschöpfungseinheit kann die zusätzliche Materialerschöpfung vorab berechnen, so daß an- hand dieser Materialerschöpfung und der noch gewünschten Betriebsdauer der Turbine manuell oder automatisch entschieden werden kann, ob der Lastwechselvorgang tatsächlich in der gewünschten Zeitdauer durchgeführt werden soll . Hierzu wird die zu erwartende Materialermüdung vorzugsweise über ein Ausgabe- medium, wie beispielsweise einen Bildschirm, einen Drucker etc., dargestellt. Die Erschöpfungseinheit dient vorzugsweise auch der Ermittlung der Materialerschöpfung, wenn der Last- wechselvorgang tatsächlich in der gewünschten Zeitdauer durchgeführt wurde. Die Werte der zusätzlichen Materialer- Schöpfung können ebenfalls über ein entsprechendes Ausgabemedium dargestellt sowie in einem Speichermedium, insbesondere einem Speichermedium eines ComputerSystems, abgespeichert werden. Somit ist zu jedem Zeitpunkt eine Information über die Erschöpfung des Materials und damit über die Restbe- triebsdauer der Turbine bekannt. Hierdurch lassen sich zukünftige Lastwechselvorgänge jeweils wiederum mit einer entsprechend flexibel vorwählbaren Zeitdauer durchführen, wobei bei bereits hoher Materialerschöpfung eine materialschonen- dere Durchführung des Lastwechsels (längere Zeitdauer) oder bei noch hinreichend großer Reserve (geringer Materialerschöpfung) ein schneller Lastwechsel (kurze Zeitdauer) durchführbar ist. Die Turbinenleiteinrichtung weist vorzugsweise eine Regeleinheit und/oder eine Steuereinheit auf, die jeweils mit einem Stellglied der Turbine zur Regelung und/oder Steuerung des Lastwechselvorgangs verbindbar ist . Bei einer Dampfturbine ist das Stellglied vorzugsweise ein Ventil, durch welches der Zustrom an heißem Dampf einstellbar ist.
Zur Ermittlung der tatsächlichen Beanspruchung weist die Tur- binenleiteinrichtung vorzugsweise eine Beanspruchungseinheit auf, der Systemwerte, wie Druckwerte oder Temperaturwerte der Turbine, zuführbar sind. Diese Beanspruchungseinheit ist mit der Erschöpfungseinheit und/oder der Begrenzungseinheit verbunden. Die in der Beanspruchungseinheit verarbeiteten oder weitergeleiteten Systemwerte werden der Begrenzungseinheit zugeführt, so daß ein Vergleich zwischen Sollwert und Istwert der Turbinenleitgroße durchführbar ist und bei einer entsprechenden Abweichung ein Regeleingriff, d.h. eine Betätigung des Stellgliedes, durchgeführt wird. In der Erschöpfungsein- heit erfolgt anhand der Systemwerte eine Ermittlung der zusätzlichen Materialerschöpfung, welche - wie bereits erwähnt - gespeichert oder angezeigt werden kann.
Die Turbinenleitgroße stellt vorzugsweise ein Maß für die Ma- terialermüdung dar. Die Materialermüdung wird während des
Lastwechselvorgangs weitgehend konstant gehalten. Die Turbinenleitgroße kann hierbei die Temperaturdifferenz zwischen einer mittleren Bauteiltemperatur und einer Oberflächenbau- teiltemperatur, insbesondere der Turbinenwelle oder des Tur- binengehäuses , sein, wie es beispielsweise in dem obengenannten Artikel „Turbinenleitrechner zur thermischen Überwachung von Dampfturbinen" beschrieben ist. Durch eine Grenzwertvorgabe für die Turbinenleitgroße wird gewährleistet, daß zum einen die Materialbeanspruchung während des Lastwechselvor- gangs unter einer kritischen Grenze bleibt sowie daß zum anderen Temperaturdehnungen in einem erforderlichen Rahmen bleiben, so daß beispielsweise eine Überbrückung eines Spiels zwischen zwei Komponenten der Turbine sowie Verkrümmungen vermieden werden.
In der Beanspruchungseinheit werden vorzugsweise Systemwerte an verschiedenen Stellen der Turbine sowie an verschiedenen Bauteilen (Turbinenwelle, Ventile, Kessel etc.) bestimmt. Hierdurch können für verschiedene Bauteile der Turbine die aufgetretenen Ermüdungsanteile jeweils getrennt in der Erschöpfungseinheit erfaßt und daraus kann eine gesamte Er- Schöpfung der Turbine bzw. einzelner Bauteile ermittelt und gespeichert werden.
Es versteht sich, daß die Turbinenleitvorrichtung als Ganzes oder daß einzelne Einheiten als Rechnerprogramm, als elektro- nisches Bauteil oder als Schaltung sowie auf einem Mikroprozessor vorliegen kann bzw. können.
Ausführungsbeispiele der Turbinenleiteinrichtung sowie des Verfahrens zur Regelung und/oder Steuerung eines Lastwechsel- Vorgangs einer Dampfturbine werden anhand der Zeichnung näher erläutert. Es zeigen
FIG 1 in einer schematischen Darstellung eine Dampfturbine mit einer Turbinenleiteinrichtung sowie FIG 2 einen Temperaturverlauf an der Turbinenwelle während der Zeitdauer des Lastwechselvorgangs .
In Figur 1 ist schematisch eine Dampfturbine 7 mit einem daran angeschlossenen Generator 13 und mit einer Turbinen- leiteinrichtung 1 dargestellt. Der Turbinenleiteinrichtung 1 ist ein Signal oder eine Größe 20 für die gewünschte Zeitdauer tv eines Lastwechselvorgangs zuführbar (z.B. über eine Eingabeeinrichtung), wie durch den Pfeil 20 angedeutet. Das der Zeitdauer tv entsprechende Signal wird einer Begrenzungs- einheit 3 zugeleitet. In der Begrenzungseinheit 3 erfolgt unter Berücksichtigung von Daten aus einer mit der Begrenzungs- einheit 3 verbundenen Erschöpfungseinheit 4 eine Bestimmung einer jeweiligen Turbinenleitgroße VAR abhängig von der Zeitdauer tv, so daß eine Regelung des Lastvorganges von einem Anfangszustand Ain einen Zielzustand Z durchführbar ist. Dies ist vergrößert in Figur 2 dargestellt. Die Turbinenleitgrößen VAR werden für die verschiedenen zu überwachenden Bauteile, wie Ventilgehäuse, Turbinengehäuse und Turbinenwelle, gebildet und stellen Temperaturdifferenzen der Temperatur T0 zwischen der jeweiligen Oberfläche und einer integralen mittleren Temperatur Tm des jeweiligen Bauteils dar. Jede Turbinen- leitgröße VAR stellt als Temperaturdifferenz zwischen den beiden Temperaturen (T0 - Tm) ein Maß für die ThermoSpannung bzw. die thermische Dehnung und somit für die Wechselbeanspruchungsermüdung dar. Die Turbinenleitgrößen VAR werden über die Zeitdauer tv so ermittelt, daß während der gesamten Zeitdauer tv eine konstante Ermüdung und damit eine konstante Zunahme der Erschöpfung auftritt . Figur 2 zeigt den Verlauf für einen Anfahrvorgang, bei dem die mittlere Temperatur Tra kleiner als die Oberflächentemperatur T0 ist. Bei einem Abfahrvorgang (nicht gezeigt) ist die mittlere Temperatur Tm größer als die Oberflächentemperatur T0.
Die Begrenzungseinheit 3 ist mit der Erschöpfungseinheit 4 verbunden, so daß letzterer die vorausbeεtimmten Werte der Turbinenleitgrößen VAR zuführbar sind. In der Erschöpfungs- einheit 4 erfolgt eine Vorausberechnung der durch den Last- wechselvorgang hervorgerufenen zusätzlichen Ermüdung. Diese zusätzliche Ermüdung wird auch an einem Ausgabemedium 11, welches mit der Erschöpfungseinheit 4 verbunden ist, dargestellt. Das Ausgabemedium 11 kann beispielsweise ein Monitor sein, der in der (nicht dargestellten) Warte des die Turbine
7 beinhaltenden Kraftwerkes angeordnet ist .
Der Differenzwert aus der Turbinenleitgroße VAR und der gemessenen Temperaturdifferenz (T0-Tm) des Bauteils wird einer Sollwertführungsfunktionseinheit 2 zugeführt. Entsprechend dieser Differenz (T0-Tm) wird in der Sollwertführungsfunkti- onseinheit 2 die zulässige Drehzahl- und Leistungsänderung ermittelt . Von dort gelangt ein Signal zur Änderung der Turbinendrehzahl und Leistung zu einer Regeleinheit 5, über die ein Stellglied 6, insbesondere ein Dampfventil, der Turbine 7 betätigt wird. Entsprechend der Turbinenleitgroße VAR wird somit die Zuströmung an Dampf in die Turbine 7 hinein eingestellt, wodurch auch mittelbar eine Regelung der Oberflächentemperatur T0 und der mittleren Temperatur Tm, insbesondere der Turbinenwelle, erfolgt. Die Systemwerte der Turbine 7, insbesondere die Dampftemperatur, die Bauteiletemperatur so- wie die Dampfdrücke, werden durch nicht dargestellte Meßelemente, beispielsweise Thermoelemente, erfaßt und in einer Temperaturmeßeinheit 9 aufgenommen. Diese Temperaturmeßeinheit 9 ist mit der Beanspruchungseinheit 8 verbunden und überträgt die ermittelten Systemwerte an diese. In der Bean- spruchungseinheit 8 erfolgt eine Auswertung der Systemwerte, insbesondere eine Berechnung der Oberflächentemperatur T0 und der mittleren Temperatur Tm der Turbinenwelle. Diese Werte werden an die Begrenzungseinheit 3 und/oder an die Erschöp- fungseinheit 4 übertragen. In der Begrenzungseinheit 3 er- folgt ein Vergleich zwischen dem zuvor, insbesondere in der
Begrenzungseinheit 3, bestimmten Sollwert und dem in der Beanspruchungseinheit 8 ermittelten Ist-Wert der Turbinenleitgroße VAR. Bei Abweichungen zwischen Ist- und Sollwert erfolgt mittels Sollwertführungsfunktion über die Regeleinheit 5 ein entsprechender Stelleingriff in das Stellglied 6. In der Erschöpfungseinheit 4 wird aus den Werten der Beanspruchungseinheit 8 die zusätzliche Erschöpfung, d.h. Materialermüdung, durch den tatsächlich durchgeführten Lastwechselvor- gang bestimmt. Diese Erschöpfung wird zum einen auf dem Aus- gabemedium 11 angezeigt und zum anderen gegebenenfalls mit zusätzlichen Systemwerten der Turbine 7 in einem Speichermedium 10, insbesondere einem Festspeicher einer Computeranlage oder einem anderen Datenträger, gespeichert.
Die Erfindung zeichnet sich durch eine Turbinenleiteinrichtung aus, die zeitorientiert, insbesondere anfahrzeitorien- tiert, arbeitet, wobei die Zeitdauer eines Lastwechselvor- in
Figure imgf000012_0001

Claims

Patentansprüche
1. Turbinenleiteinrichtung (1) zur Regelung eines Lastwech- selvorgangs einer Turbine (7) mit einer Begrenzungseinheit (3) , welcher eine Größe für eine variable Vorgabe der Zeitdauer tv des Lastwechselvorgangs zuführbar ist und in welcher die Bestimmung einer Turbinenleitgroße (VAR) zur Durchführung des Lastwechselvorgangs in der Zeitdauer tv erfolgt unter Berücksichtigung einer maximal zulässigen Materialbeanspru- chung .
2. Turbinenleiteinrichtung (1) nach Anspruch 1 mit einer Erschöpfungseinheit (4) , die insbesondere der Vorab-Ermittelung der Materialerschöpfung des entsprechend der Turbinen- leitgröße (VAR) durchzuführenden Lastwechselvorgangs dient.
3. Turbinenleiteinrichtung (1) nach Anspruch 1 oder 2 mit einer Regeleinheit (5) , der der aktuelle Wert der Turbinenleitgroße (VAR) zuführbar ist und die mit einem Stellglied (6) der Turbine (7) zur Regelung des Lastwechselvorgangs verbunden ist.
4. Turbinenleiteinrichtung (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, mit einer Beanspruchungseinheit (8) , der System- werte, wie Druck oder Temperatur, der Turbine (7) zuführbar sind, und die mit der Erschöpfungseinheit (4) und/oder der Begrenzungseinheit (3) verbunden ist.
5. Turbinenleiteinrichtung (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei der die Erschöpfungseinheit (4) mit einem
Speichermedium (10) und/oder einem Ausgabemedium (11) verbunden ist.
6. Turbinenleiteinrichtung (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei der in der Begrenzungseinheit (3) die Bestimmung der Turbinenleitgroße (VAR) zur Durchführung des Lastwechselvorgangs so erfolgt, daß sie ein Maß für die Material- ermüdung, insbesondere eine die Materialermüdung charakterisierende Temperaturdifferenz ist, und die Materialermüdung während des Lastwechselvorgangs weitgehend konstant bleibt .
7. Verfahren zur Regelung eines in einer Zeitdauer tv durchzuführenden Lastwechselvorgangs einer Turbine (7) und zur Ermittelung der Materialerschöpfung, bei dem unter Berücksichtigung der Prozeß- und Materialparameter vorab eine die während des Lastwechselvorgangs auftretende Materialerschöpfung charakterisierende Turbinenleitgroße (VAR) bestimmt und eine Turbinenregelung während der Zeitdauer tv über die Turbinenleitgroße (VAR) durchgeführt wird, so daß die Turbine (7) in der Zeitdauer tv von einem Ausgangszustand (A) in einen Endzustand (Z) überführt wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7 , bei dem die Turbinenleitgroße (VAR) so bestimmt wird, daß die Materialermüdung als über die Zeitdauer tv im wesentlichen konstant gehalten wird.
9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, bei dem zumindest ein
Turbinenparameter, wie Turbinendrehzahl, Dampfdruck, Temperatur oder Leistung, durch Einbeziehung der Turbinenleitgroße (VAR) geregelt wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 9, bei dem die durch den Lastwechselvorgang zu erwartende zusätzliche Materialermüdung vorab angezeigt wird.
PCT/DE1997/002607 1996-11-07 1997-11-07 Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine WO1998021451A1 (de)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE59706404T DE59706404D1 (de) 1996-11-08 1997-11-07 Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine
JP52203298A JP4127856B2 (ja) 1996-11-08 1997-11-07 タービンの負荷切替過程を調節するためのタービン制御装置および方法
EP97949887A EP0937194B1 (de) 1996-11-08 1997-11-07 Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine
US09/307,997 US6239504B1 (en) 1996-11-07 1999-05-10 Turbine guide and a method for regulating a load cycle process of a turbine

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19646182.0 1996-11-08
DE19646182 1996-11-08

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US09/307,997 Continuation US6239504B1 (en) 1996-11-07 1999-05-10 Turbine guide and a method for regulating a load cycle process of a turbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO1998021451A1 true WO1998021451A1 (de) 1998-05-22

Family

ID=7811090

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/DE1997/002607 WO1998021451A1 (de) 1996-11-07 1997-11-07 Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6239504B1 (de)
EP (1) EP0937194B1 (de)
JP (1) JP4127856B2 (de)
KR (1) KR20000053135A (de)
CN (1) CN1084824C (de)
DE (1) DE59706404D1 (de)
RU (1) RU2193671C2 (de)
WO (1) WO1998021451A1 (de)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1674667A1 (de) * 2004-12-21 2006-06-28 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Aufwärmen einer Dampfturbine
US7980053B2 (en) 2005-03-16 2011-07-19 Kabushiki Kaisha Toshiba Turbine starting controller and turbine starting control method
EP3159665A1 (de) * 2015-10-19 2017-04-26 Siemens Aktiengesellschaft Temperaturmesseinrichtung und verfahren zum betrieb einer strömungsmaschine

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10011393A1 (de) * 2000-03-09 2001-09-13 Tacke Windenergie Gmbh Regelungssystem für eine Windkraftanlage
DK1365110T3 (da) * 2002-05-22 2009-04-20 Siemens Ag Fremgangsmåde og apparat til drift af et dampkraftanlæg, især i dellastområdet
US6865935B2 (en) * 2002-12-30 2005-03-15 General Electric Company System and method for steam turbine backpressure control using dynamic pressure sensors
US20050193739A1 (en) * 2004-03-02 2005-09-08 General Electric Company Model-based control systems and methods for gas turbine engines
EP1653050A1 (de) * 2004-10-29 2006-05-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Ermittlung eines für den Ermüdungszustand eines Bauteils charakteristischen Kennwert
EP1937943B1 (de) 2005-10-17 2018-10-31 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und vorrichtung zur bestimmung des lebensdauerverbrauchs einzelner bauteile einer fossil befeuerten energieerzeugungsanlage, insbesondere einer gud-anlage
US7937928B2 (en) * 2008-02-29 2011-05-10 General Electric Company Systems and methods for channeling steam into turbines
US20100018316A1 (en) * 2008-07-24 2010-01-28 United Technologies Corporation NSMS flight laser detector cooling system
US7984656B2 (en) * 2008-07-24 2011-07-26 United Technologies Corporation NSMS flight laser detector system
JP5457805B2 (ja) * 2009-11-26 2014-04-02 株式会社東芝 発電計画支援装置および方法
US20120283963A1 (en) * 2011-05-05 2012-11-08 Mitchell David J Method for predicting a remaining useful life of an engine and components thereof
DE102012209139A1 (de) 2012-05-31 2013-12-05 Man Diesel & Turbo Se Verfahren zum Betreiben einer Solaranlage
JP6004484B2 (ja) * 2013-03-29 2016-10-12 三菱日立パワーシステムズ株式会社 蒸気タービン発電プラント
CN103452605A (zh) * 2013-09-02 2013-12-18 哈尔滨热电有限责任公司 基于dcs系统的背压保护控制方法
CN103485838A (zh) * 2013-09-03 2014-01-01 哈尔滨热电有限责任公司 300mw高背压机组供热抽汽量改变时保护安全裕度及背压保护控制方法
CN103485835A (zh) * 2013-10-30 2014-01-01 哈尔滨热电有限责任公司 300mw高背压机组系统的背压保护控制方法
FR3015672B1 (fr) * 2013-12-23 2016-02-05 Ge Energy Products France Snc Systeme et procede de test d'une machine tournante

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH390947A (de) * 1961-02-16 1965-04-30 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zur Überwachung der zulässigen Temperaturänderungen, insbesondere in Wärmeströmungsmaschinen
DE1426262A1 (de) * 1961-08-02 1969-04-03 Howell Instruments Vorrichtung zur Bestimmung der Maximallebensdauer einer Apparatur oder einer Maschine (Duesenmaschine) an Hand eines augenblicklich vorhandenen Verbrauchs
DE2605689A1 (de) * 1976-01-28 1977-08-04 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zur sollwertfuehrung fuer dampftemperaturen zum anfahren von turbine und dampferzeuger bei blockkraftwerken
DE2805303A1 (de) * 1977-02-09 1978-08-10 Alsthom Atlantique Verfahren zur steuerung eines kraftwerks
US4121424A (en) * 1976-02-16 1978-10-24 Hitachi, Ltd. Method of starting up turbines
US4228359A (en) * 1977-07-29 1980-10-14 Hitachi, Ltd. Rotor-stress preestimating turbine control system
JPS6081406A (ja) * 1983-10-11 1985-05-09 Toshiba Corp タ−ビン制御装置
US4575803A (en) * 1981-12-30 1986-03-11 Semco Instruments, Inc. Engine monitor and recorder

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4228358A (en) 1979-05-23 1980-10-14 Nova Associates, Inc. Wafer loading apparatus for beam treatment
US4320625A (en) * 1980-04-30 1982-03-23 General Electric Company Method and apparatus for thermal stress controlled loading of steam turbines
US4598551A (en) * 1985-10-25 1986-07-08 General Electric Company Apparatus and method for controlling steam turbine operating conditions during starting and loading
US5042246A (en) * 1989-11-06 1991-08-27 General Electric Company Control system for single shaft combined cycle gas and steam turbine unit
US5517424A (en) * 1994-03-31 1996-05-14 Electric Power Research Institute, Inc. Steam turbine fuzzy logic cyclic control method and apparatus therefor
US5748500A (en) * 1995-11-14 1998-05-05 Electric Power Research Institute, Inc. System to assess the starting performance of a turbine

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH390947A (de) * 1961-02-16 1965-04-30 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zur Überwachung der zulässigen Temperaturänderungen, insbesondere in Wärmeströmungsmaschinen
DE1426262A1 (de) * 1961-08-02 1969-04-03 Howell Instruments Vorrichtung zur Bestimmung der Maximallebensdauer einer Apparatur oder einer Maschine (Duesenmaschine) an Hand eines augenblicklich vorhandenen Verbrauchs
DE2605689A1 (de) * 1976-01-28 1977-08-04 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zur sollwertfuehrung fuer dampftemperaturen zum anfahren von turbine und dampferzeuger bei blockkraftwerken
US4121424A (en) * 1976-02-16 1978-10-24 Hitachi, Ltd. Method of starting up turbines
DE2805303A1 (de) * 1977-02-09 1978-08-10 Alsthom Atlantique Verfahren zur steuerung eines kraftwerks
US4228359A (en) * 1977-07-29 1980-10-14 Hitachi, Ltd. Rotor-stress preestimating turbine control system
US4575803A (en) * 1981-12-30 1986-03-11 Semco Instruments, Inc. Engine monitor and recorder
JPS6081406A (ja) * 1983-10-11 1985-05-09 Toshiba Corp タ−ビン制御装置

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
E. GELLERI UND F. ZERRMAYR: "Turbinenleitrechner zur thermischen Überwachung von Dampfturbi", SIEMENS-ENERGIETECHNIK 4, vol. 4, no. 2/1982, February 1982 (1982-02-01)
N. HONDA, FH. KAVANO, J. MATSUMURA: "Digital computer control system for turbine start-up", HITACHI REVIEW, vol. 27, no. 7/1978
P. MARTIN ET AL: "Temperaturleitgerät für Kraftwerksturbinen", BWK, vol. 36, no. 12/84, December 1984 (1984-12-01)
PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 009, no. 223 (M - 411) 10 September 1985 (1985-09-10) *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1674667A1 (de) * 2004-12-21 2006-06-28 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Aufwärmen einer Dampfturbine
US7980053B2 (en) 2005-03-16 2011-07-19 Kabushiki Kaisha Toshiba Turbine starting controller and turbine starting control method
EP3159665A1 (de) * 2015-10-19 2017-04-26 Siemens Aktiengesellschaft Temperaturmesseinrichtung und verfahren zum betrieb einer strömungsmaschine

Also Published As

Publication number Publication date
CN1084824C (zh) 2002-05-15
US6239504B1 (en) 2001-05-29
RU2193671C2 (ru) 2002-11-27
CN1234848A (zh) 1999-11-10
DE59706404D1 (de) 2002-03-21
EP0937194A1 (de) 1999-08-25
KR20000053135A (ko) 2000-08-25
JP2001504566A (ja) 2001-04-03
EP0937194B1 (de) 2002-02-13
JP4127856B2 (ja) 2008-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0937194B1 (de) Turbinenleiteinrichtung sowie verfahren zur regelung eines lastwechselvorgangs einer turbine
EP2071157B1 (de) Verfahren zur Regelung einer Gasturbine in einem Kraftwerk
DE102010016708B4 (de) Verfahren im Zusammenhang mit der Steuerung und dem Betrieb einer Gasturbine
EP2260193B1 (de) Verfahren zur regelung einer gasturbine in einem kraftwerk und kraftwerk zur durchführung des verfahrens
DE3116340C3 (de)
DE3915478C2 (de) Verfahren und System zum Betrieb einer kombinierten Anlage
DE60132134T2 (de) Intergrierte Befehlsmethode zum Betreiben von Kraftwerken
DE2802785A1 (de) System und verfahren zum regeln einer turbinenanlage, insbesondere eines gasturbinentriebwerks
EP1797284B1 (de) Verfahren und modul zum vorrausschauenden anfahren von dampfturbinen
EP2450535A1 (de) Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage
DE102004058404B4 (de) Vorrichtung und Verfahren zum Berechnen der mechanischen Turbinen-Ausgangsleistung, und diese(s)anwendende Vorrichtung und Verfahren zum Steuern einer Gasturbine
DE102015118876A1 (de) Verfahren und System zur Turbinentemperaturregelung
DE102009003713A1 (de) Systeme und Verfahren mit Steuerung eines Generators mit variabler Drehzahl
DE3040139A1 (de) Regelsystem fuer eine gasturbine
DE3415165C2 (de)
CH710617A2 (de) System zur Erzeugung variabler Rampenraten beim Betrieb eines Turbinensystems.
DE3402358A1 (de) Isochronische gasturbinen-drehzahlregelung
DE2850625A1 (de) Vorrichtung und verfahren zur temperaturanzeige
DE3909473A1 (de) Dampfturbinensteuerung mit megawatt-rueckfuehrung
EP3510256B1 (de) Verfahren zum betreiben eines gud-kraftwerks
DE102021210854A1 (de) Gasturbine und Verfahren zum Einstellen einer Durchflussrate von ihr zugeführtem Brennstoff
EP0770170A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur diagnose und prognose des betriebsverhaltens einer turbinenanlage
EP2443320B1 (de) Verfahren zum betrieb eines kraftwerks
EP2955341A1 (de) Verfahren zur Kühlung eines Kraftwerksblocks
DE4008447A1 (de) Verfahren und einrichtung zum regeln eines gasturbinentriebwerks

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 97199141.3

Country of ref document: CN

AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): CN CZ JP KR PL RU US

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

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

DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1997949887

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 1998 522032

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1019997004065

Country of ref document: KR

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 09307997

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 1997949887

Country of ref document: EP

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 1019997004065

Country of ref document: KR

WWG Wipo information: grant in national office

Ref document number: 1997949887

Country of ref document: EP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Ref document number: 1019997004065

Country of ref document: KR