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ITTO20101077A1 - Metodo per controllare un impianto a ciclo combinato in configurazione "single-shaft" e impianto a ciclo combinato in configurazione "single-shaft" - Google Patents

Metodo per controllare un impianto a ciclo combinato in configurazione "single-shaft" e impianto a ciclo combinato in configurazione "single-shaft" Download PDF

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ITTO20101077A1
ITTO20101077A1 IT001077A ITTO20101077A ITTO20101077A1 IT TO20101077 A1 ITTO20101077 A1 IT TO20101077A1 IT 001077 A IT001077 A IT 001077A IT TO20101077 A ITTO20101077 A IT TO20101077A IT TO20101077 A1 ITTO20101077 A1 IT TO20101077A1
Authority
IT
Italy
Prior art keywords
compression ratio
gas turbine
normalized
compressor
correction coefficient
Prior art date
Application number
IT001077A
Other languages
English (en)
Inventor
Marco Alecci
Paolo Pesce
Original Assignee
Ansaldo Energia Spa
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Publication date
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Description

DESCRIZIONE
“METODO PER CONTROLLARE UN IMPIANTO A CICLO COMBINATO IN CONFIGURAZIONE ''SINGLE-SHAFT'' E IMPIANTO A CICLO COMBINATO IN CONFIGURAZIONE ''SINGLE-SHAFT''â€
La presente invenzione à ̈ relativa a un metodo per controllare un impianto a ciclo combinato e a un impianto a ciclo combinato.
Come à ̈ noto, per operare in modo efficiente una turbina a gas occorre che diversi parametri siano impostati in modo ottimale in funzione del carico, ossia della potenza che la turbina a gas sta effettivamente erogando, e delle condizioni ambientali. Una errata impostazione dei parametri conduce infatti a un deterioramento delle condizioni di combustione e questo provoca, da un lato, un rendimento ridotto e, dall’altro, un incremento delle emissioni inquinanti.
Si à ̈ osservato che nelle moderne turbine a gas, che utilizzano bruciatori a basse emissioni di NOx, la portata di combustibile alimentata ai bruciatori pilota e la temperatura dei gas di scarico sono particolarmente critici e l’impostazione di valori di riferimento non adeguati in funzione delle condizioni operative ha conseguenze severe sull’efficienza della macchina.
L’individuazione delle condizioni operative non pone in genere problemi negli impianti a turbina a gas autonoma e negli impianti a ciclo combinato di tipo “multishaft†(ossia in cui ciascuna turbina a gas à ̈ montata un rispettivo albero indipendente rispetto all’albero della turbina a vapore ed à ̈ accoppiata a un rispettivo generatore elettrico). In questo caso, infatti, la potenza fornita dalla turbina a gas può essere agevolmente stimata dalla potenza elettrica fornita dal generatore accoppiato alla turbina a gas stessa. La misura della potenza elettrica à ̈ pressoché sempre disponibile.
Difficoltà nascono invece nel caso degli impianti a ciclo combinato di tipo “single-shaft†, in cui una turbina a vapore, una turbina a vapore e un generatore elettrico sono accoppiati su uno stesso albero. La potenza fornita dalla turbina a gas non può quindi essere stimata dalla potenza elettrica erogata dal generatore, che contiene anche un contributo della turbina a vapore. Inoltre, va considerato che in molte condizioni operative, in cui à ̈ particolarmente importante la corretta impostazione dei parametri, il carico rispettivamente associato alla turbina a gas e alla turbina a vapore si può discostare sensibilmente dai riferimenti di potenza forniti dal controllore di impianto. In alcuni transitori, ad esempio, all’impianto può essere richiesto di erogare rapidamente una potenza supplementare e il controllore di impianto modifica di conseguenza i riferimento di potenza per la turbina a gas e per la turbina a vapore. La risposta della turbina a vapore à ̈ però molto lenta rispetto a quella della turbina a gas, che nelle fasi iniziali del transitorio fornisce praticamente tutta la potenza supplementare richiesta. I riferimenti di potenza sono quindi inaffidabili almeno durante i transitori.
Le condizioni operative della turbina a vapore possono variare in modo non prevedibile anche per altre ragioni. Ad esempio, una frazione del vapore può essere spillata per essere destinata a impianti di teleriscaldamento.
Scopo della presente invenzione à ̈ quindi fornire un metodo per il controllo di un impianto a ciclo combinato e un impianto a ciclo combinato che siano privi delle limitazioni descritte e, in particolare, permettano di impostare correttamente i parametri operativi della turbina a gas in funzione del carico.
Secondo la presente invenzione, vengono realizzati un metodo per controllare un impianto a ciclo combinato e un impianto a ciclo combinato come definiti rispettivamente nelle rivendicazioni 1 e 10.
La presente invenzione verrà ora descritta con riferimento ai disegni annessi, che ne illustrano un esempio di attuazione non limitativo, in cui:
- la figura 1 Ã ̈ uno schema a blocchi semplificato di un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica in accordo a una forma di realizzazione della presente invenzione;
- la figura 2 à ̈ uno schema a blocchi più dettagliato di una parte dell’impianto di figura 1; e
- la figura 3 Ã ̈ un diagramma di flusso relativo un metodo per controllare un impianto a ciclo combinato in accordo a una forma di realizzazione della presente invenzione.
Con riferimento alla figura 1, un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica à ̈ indicato con il numero 1. L’impianto 1 comprende un gruppo turbogas 2, una turbina a vapore 3 e un generatore elettrico 4 in configurazione “single-shaft†, ossia tutti accoppiati su uno stesso albero 5.
Un dispositivo di controllo 7 controlla il gruppo turbogas 2, la turbina a vapore 3 e il generatore elettrico 4 in base a segnali di misura forniti da dispositivi di misura 6, in modo che le condizioni di funzionamento dell’impianto 1 siano ottimizzate per fornire una potenza elettrica PErichiesta dalle utenze.
Il gruppo turbogas 2 comprende un compressore 8, una camera di combustione 9 e una turbina a gas 10. Il compressore 8 e la turbina a gas 10 sono montati sull’albero 5.
Il compressore 10 à ̈ provvisto di un dispositivo antighiacciamento 11 che comprende una linea di ricircolo 12 e una valvola di regolazione 13. La linea di ricircolo 12 collega l’uscita e l’ingresso del compressore 8 e la valvola di regolazione 13 permette di prelevare una portata d’aria antighiacciamento QAI(a circa 400°C) dall’uscita del compressore 8 e di reimmetterla all’ingresso per evitare la formazione di ghiaccio.
Uno stadio di ingresso del compressore 8 Ã ̈ provvisto di uno stadio 8a di palette orientabili (IGV, Inlet Guide Vanes), controllate dal dispositivo di controllo 7 attraverso un attuatore IGV 15 per regolare una portata di aria QAaspirata dal compressore 8. A sua volta, la portata di aria QAaspirata dal compressore 8 permette di regolare la temperatura dei gas di scarico TE.
La camera di combustione 9 à ̈ provvista di bruciatori pilota 9a e bruciatori a premiscelazione 9b (si veda la figura 2). Una portata di combustibile pilota QFPalimentata ai bruciatori pilota 9a à ̈ regolata dal dispositivo di controllo 7, che agisce su una valvola combustibile 16.
L’impianto 1 comprende inoltre una caldaia a recupero 17, che utilizza gas di scarico caldi dalla turbina a gas 10 per generare vapore per la turbina a vapore 3, e un condensatore 18, che riceve il vapore elaborato dalla turbina a vapore 3.
I dispositivi di misura 6 forniscono segnali di misura indicativi di grandezze operative dell’impianto 1. In particolare, i segnali di misura comprendono:
un segnale Sbindicativo di un rapporto di compressione corrente bCdel compressore 8;
un segnale ST, indicativo della temperatura ambiente; un segnale STE, indicativo della temperatura dei gas di scarico TE;
un segnale SN, indicativo della velocità angolare dell’albero 5; e
un segnale SR, indicativo della posizione della valvola di regolazione 13.
Il dispositivo di controllo 7 ripartisce il carico richiesto all’impianto fra la turbina a gas 10 e la turbina a vapore 3, rileva le condizioni di funzionamento correnti almeno della turbina a gas 10 e seleziona valori di riferimento (set-points) ottimali di grandezze operative dell’impianto 1 in funzione delle condizioni di funzionamento rilevate. Inoltre, il dispositivo di controllo 7 applica segnali di regolazione agli attuatori dell’impianto 1, in particolare all’attuatore IGV 15 e alla valvola combustibile 16, in modo che le grandezze operative tendano a raggiungere i rispettivi valori di riferimento. Il dispositivo di controllo 8 svolge anche una funzione di supervisione degli apparati accessori, come ad esempio il dispositivo antighiacciamento 11. In particolare, il dispositivi di controllo 7 agisce sulla valvola di regolazione 13 in modo da attivare il dispositivo antighiacciamento 11 e regolare la portata d’aria antighiacciamento QAIquando la temperatura ambiente scende sotto una soglia.
Allo scopo di determinare le condizioni di funzionamento della turbina a gas 10, il dispositivo di controllo 7 utilizza il rapporto di compressione corrente bCdel compressore 8, che viene ricavato dal segnale Sbfornito dai dispositivi di misura 6.
Il rapporto di compressione corrente bCviene normalizzato rispetto a condizioni di funzionamento di riferimento e corretto per tenere conto dell’influenza di fattori come le condizioni ambientali, la velocità di rotazione dell’albero 5 e l’azione del dispositivo antighiacciamento 11.
Le condizioni di riferimento possono essere condizioni ISO (temperatura T = 15°C; pressione P = 1.013 bar).
Il rapporto di compressione normalizzato bNà ̈ dato da βN =<β>C
<C>1<C>2<C>3 (1)βR
dove bRIFà ̈ il rapporto di compressione nelle condizioni di riferimento e CT, CN, CQsono rispettivamente un coefficiente correttivo di temperatura, un coefficiente correttivo di velocità e un coefficiente correttivo di portata.
Il coefficiente correttivo di temperatura CTtiene conto dell’influenza della temperatura ambiente, che viene rilevata dai dispositivi di misura 6 (segnale ST).
Il coefficiente correttivo di velocità C2dipende dalla velocità di rotazione della turbina a gas 10, anch’essa rilevabile dai dispositivi di misura 6 (segnale SN).
Il coefficiente correttivo di portata C3dipende da una stima della portata d’aria antighiacciamento QAIche viene prelevata all’uscita dal compressore 8 e reimmessa all’ingresso del compressore 8 stesso. In pratica, il terzo coefficiente correttivo C3dà conto del fatto che non tutta la portata d’aria QAaspirata dal compressore 8 viene immessa nella camera di combustione 9 e, inoltre, il ricircolo d’aria dall’uscita all’ingresso del compressore 8 modifica le condizioni di temperatura. In una forma di realizzazione, la stima della portata d’aria antighiacciamento QAIà ̈ determinata in base alla posizione della valvola di regolazione 13, che viene impostata dal dispositivo di controllo 7. In una diversa forma di realizzazione, la portata d’aria antighiacciamento QAIviene misurata, ad esempio con un flussimetro.
Si à ̈ osservato che il rapporto di compressione normalizzato bNsopra definito à ̈ rappresentativo della potenza erogata dalla turbina a gas 10, normalizzata rispetto alle stesse condizioni (ad esempio ISO o standard). In pratica quindi, à ̈ possibile determinare le condizioni di carico della turbina a gas 10 a partire dal calcolo del rapporto di compressione normalizzato bN.
Il dispositivo di controllo 7 opera come di seguito descritto, con riferimento alla figura ?, per ottimizzare il funzionamento della turbina a gas 10 in funzione delle condizioni di carico.
Il dispositivo di controllo 7 acquisisce innanzi tutto i segnali di misura forniti dai dispositivi di misura 6, tra cui in particolare (blocco 100):
il segnale Sb, indicativo del rapporto di compressione corrente bCdel compressore 8;
il segnale ST, indicativo della temperatura ambiente; il segnale STE, indicativo della temperatura dei gas di scarico TE;
il segnale SN, indicativo della velocità angolare dell’albero 5; e
il segnale SR, indicativo della posizione della valvola di regolazione 13.
Una volta acquisiti i segnali di misura, il dispositivo di controllo calcola il rapporto di compressione corrente bCdal segnale Sb(blocco 110) e determina il valore del coefficiente correttivo di temperatura CT, del coefficiente correttivo di velocità CNe del coefficiente correttivo di portata CQ(blocco 120) utilizzando funzioni determinate sperimentalmente e memorizzate ad esempio in forma di tabelle.
Una volta che sono disponibili il rapporto di compressione corrente bCe i valori correnti del coefficiente correttivo di temperatura CT, del coefficiente correttivo di velocità CNe del coefficiente correttivo di portata CQ, il dispositivo di controllo 7 calcola il rapporto di compressione normalizzato bNutilizzando l’equazione (1) (blocco 130).
Quindi (blocco 140), il dispositivo di controllo 7 determina le condizioni di carico della turbina a gas 10 in base al valore del rapporto di compressione normalizzato bN. A questo scopo, viene utilizzata una funzione memorizzata ad esempio in forma di tabella nel dispositivo di controllo 7. La funzione può essere definita per via sperimentale, a partire da serie storiche, oppure utilizzando un modello dell’impianto 1, che può essere descritto con sufficiente precisione per fornire risultati attendibili e affidabili.
In una forma di realizzazione alternativa, anziché determinare le condizioni di carico della turbina a gas 10 direttamente dal rapporto di compressione normalizzato bN, il dispositivo di controllo 7 calcola una stima della potenza erogata dalla turbina a gas 10 in base al rapporto di compressione normalizzato bN. Le condizioni di carico della turbina a gas 10 vengono quindi determinate in funzione della stima della potenza erogata.
Dopo aver determinato le attuali condizioni di carico della turbina a gas 10, il dispositivo di controllo 7 seleziona rispettivi valori di riferimento (set-points) per le grandezze critiche che influenzano in modo significativo il rendimento dalla turbina a gas 10 (blocco 150). In particolare, il dispositivo di controllo 7 definisce un primo valore di riferimento SPTE, indicativo di una temperatura obiettivo dei gas di scarico, e un secondo valore di riferimento SPP, indicativo di una portata di combustibile pilota obiettivo da alimentare ai bruciatori pilota della camera di combustione 9.
Infine (blocco 160), il dispositivo di controllo 7 applica un primo segnale di regolazione SIGVall’attuatore IGV 15 e un secondo segnale di regolazione SFValla valvola combustibile 16 in modo che la temperatura dei gas di scarico TEe la portata di combustibile pilota QFPfornita ai bruciatori pilota 9a tendano a raggiungere rispettivamente il primo valore di riferimento SPTEe il secondo valore di riferimento SPP.
Grazie al metodo descritto, la potenza fornita dalla turbina a gas di un impianto a ciclo combinato “singleshaft†può essere agevolmente stimata con buona precisione e in modo affidabile, anche in considerazione del fatto che la misura del rapporto di compressione corrente bCà ̈ normalmente disponibile negli impianti. I parametri della turbina a gas possono quindi essere correttamente impostati in funzione del carico e delle condizioni ambientali ed à ̈ possibile mantenere condizioni di combustione ottimali, con elevato rendimento e basse emissioni di sostanze inquinanti, in particolare NOx.
Risulta infine evidente che al metodo e all’impianto descritti possono essere apportate modifiche e varianti, senza uscire dall’ambito della presente invenzione, come definito nelle rivendicazioni allegate.

Claims (16)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Metodo per controllare un impianto a ciclo combinato comprendente un compressore (8), una turbina a gas (10), una turbina a vapore (3) e un generatore elettrico (4) accoppiati a uno stesso albero (5); il metodo comprendendo: rilevare un rapporto di compressione corrente (bC) del compressore (8); calcolare un rapporto di compressione normalizzato (bN) in base al rapporto di compressione corrente (bC); determinare una condizione di carico della turbina a gas (10) in base al rapporto di compressione normalizzato (bN); selezionare un valore di riferimento (SPIGV, SPP) per almeno una grandezza operativa (TE, QFP) della turbina a gas (10); e applicare segnali di regolazione (SIGV, SFV) ad attuatori (15, 16) della turbina a gas (10), in modo che la grandezza operativa (TE, QFP) della turbina a gas (10) tenda a raggiungere il valore di riferimento.
  2. 2. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) comprende determinare un rapporto fra il rapporto di compressione corrente (βC) e un rapporto di compressione in condizioni di riferimento (βr)
  3. 3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) comprende applicare un coefficiente correttivo di temperatura (CT) in funzione di una temperatura ambiente.
  4. 4. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) comprende applicare un coefficiente correttivo di velocità (CN), in funzione di una velocità di rotazione della turbina a gas (10).
  5. 5. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) comprende applicare un coefficiente correttivo di portata (CQ), in funzione di una stima di una portata antighiacciamento (QAI), prelevata all’uscita dal compressore (8) e reimmessa all’ingresso del compressore (8).
  6. 6. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui il rapporto di compressione normalizzato (bN) à ̈ dato da β =<β>C N<C>T<C>N<C>Q βR dove bNà ̈ il rapporto di compressione normalizzato, bCà ̈ il rapporto di compressione corrente, bRà ̈ il rapporto di compressione in condizioni di riferimento, CTà ̈ un coefficiente correttivo di temperatura, dipendente da una temperatura ambiente, CNà ̈ un coefficiente correttivo di velocità, dipendente da una velocità di rotazione della turbina a gas (10) e CQà ̈ un coefficiente correttivo di portata, dipendente da una stima di una portata antighiacciamento, prelevata all’uscita dal compressore (8) e reimmessa all’ingresso del compressore (8).
  7. 7. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui determinare la condizione di carico della turbina a gas (10) comprende determinare una stima di una potenza erogata dalla turbina a gas (10) in funzione del rapporto di compressione normalizzato (bN).
  8. 8. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui la almeno una grandezza operativa comprende una temperatura di gas di scarico (TE) della turbina a gas (10) e gli attuatori comprendono attuatori IGV (15).
  9. 9. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui la almeno una grandezza operativa comprende una portata di combustibile pilota (QFP) da alimentare a bruciatori pilota (9a) della turbina a gas (10) e gli attuatori comprendono una valvola combustibile (16).
  10. 10. Impianto a ciclo combinato comprendente: un compressore (8), una turbina a gas (10), una turbina a vapore e un generatore elettrico accoppiati a uno stesso albero; dispositivi di misura (6), per fornire segnali di misura (Sb, ST, STE, SN, SR) indicativi di un rapporto di compressione corrente (bC) del compressore (8); e un dispositivo di controllo (7), configurato per: calcolare il rapporto di compressione corrente (bC) dai segnali di misura (Sb); calcolare un rapporto di compressione normalizzato (bN) in base al rapporto di compressione corrente (bC); determinare una condizione di carico della turbina a gas (10) in base al rapporto di compressione normalizzato (bN); selezionare un valore di riferimento (SPTE, SPP) per almeno una grandezza operativa (TE, QFP) della turbina a gas (10); e applicare segnali di regolazione (SIGV, SFV) ad attuatori (15, 16) della turbina a gas (10), in modo che la grandezza operativa (TE, QFP) della turbina a gas (10) tenda a raggiungere il valore di riferimento.
  11. 11. Impianto secondo la rivendicazione 10, in cui il dispositivo di controllo (7) Ã ̈ ulteriormente configurato per calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) in base a un rapporto fra il rapporto di compressione corrente (bC) e un rapporto di compressione in condizioni di riferimento (bR).
  12. 12. Impianto secondo la rivendicazione 10 o 11, in cui il dispositivo di controllo (7) Ã ̈ ulteriormente configurato per calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) in base a un coefficiente correttivo di temperatura (CT) dipendente da una temperatura ambiente.
  13. 13. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 10 a 12, in cui il dispositivo di controllo (7) à ̈ ulteriormente configurato per calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) in base a un coefficiente correttivo di velocità (CN), dipendente da una velocità della turbina a gas (10).
  14. 14. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 10 a 13, in cui il dispositivo di controllo (7) à ̈ ulteriormente configurato per calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) in base a un coefficiente correttivo di portata (CQ), dipendente da una stima di una portata antighiacciamento, prelevata all’uscita dal compressore (8) e reimmessa all’ingresso del compressore (8).
  15. 15. Impianto secondo la rivendicazione 10, in cui il dispositivo di controllo (7) à ̈ ulteriormente configurato per calcolare il rapporto di compressione normalizzato (bN) come: β =<β>C N<C>T<C>N<C>Q βR dove bNà ̈ il rapporto di compressione normalizzato, bCà ̈ il rapporto di compressione corrente, bRà ̈ il rapporto di compressione in condizioni di riferimento, CTà ̈ un coefficiente correttivo di temperatura, dipendente da una temperatura ambiente, CNà ̈ un coefficiente correttivo di velocità, dipendente da una velocità della turbina a gas (10) e CQà ̈ un coefficiente correttivo di portata, dipendente da una stima di una portata antighiacciamento, prelevata all’uscita dal compressore (8) e reimmessa all’ingresso del compressore (8).
  16. 16. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 10 a 15, in cui determinare la condizione di carico della turbina a gas (10) comprende determinare una stima di una potenza erogata dalla turbina a gas (10) in funzione del rapporto di compressione normalizzato (bN).
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