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WO2009118332A2 - Kraftwerksanlage sowie verfahren zu deren betrieb - Google Patents

Kraftwerksanlage sowie verfahren zu deren betrieb Download PDF

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WO2009118332A2
WO2009118332A2 PCT/EP2009/053499 EP2009053499W WO2009118332A2 WO 2009118332 A2 WO2009118332 A2 WO 2009118332A2 EP 2009053499 W EP2009053499 W EP 2009053499W WO 2009118332 A2 WO2009118332 A2 WO 2009118332A2
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WO
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gas turbine
speed
frequency
power
turbine
Prior art date
Application number
PCT/EP2009/053499
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English (en)
French (fr)
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WO2009118332A3 (de
Inventor
Jürgen Hoffmann
Thomas Meindl
Original Assignee
Alstom Technology Ltd
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Publication date
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Priority to DE112009000663.9T priority patent/DE112009000663B4/de
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Priority to US12/886,868 priority patent/US8247919B2/en
Publication of WO2009118332A3 publication Critical patent/WO2009118332A3/de

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    • 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
    • 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
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    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • 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]

Definitions

  • the present invention relates to the field of power plant technology. It relates to a combined cycle power plant with electronic decoupling or electronic frequency conversion between gas turbine and grid and a directly connected via a generator to the grid steam turbine and a method for operating such a power plant.
  • FIG. 2 shows, in a greatly simplified illustration, a power plant 10 'of a known type, which generates electricity by means of a gas turbine 12 with a coupled first generator 18 and a steam turbine 24 with a coupled second generator 8 and feeds it into a network 21.
  • the gas turbine 12 and the generator 18 are connected by a common shaft 19 and form a turbine train 1 1.
  • the gas turbine comprises in the simplest case, a compressor 13, which sucks and compresses combustion air via an air inlet 16.
  • the compressor 13 may be composed of a plurality of partial compressors connected in series, which operate on rising pressure level and possibly allow an intermediate cooling of the compressed air.
  • the combustion air compressed in the compressor 13 enters a combustion chamber 15 into which liquid (e.g., oil) or gaseous (e.g., natural gas) fuel is injected via a fuel supply 17 and burned consuming combustion air.
  • the steam turbine 24 may be coupled to the first generator 18 on the opposite side of the turbine 14; Gas turbine 12, first generator 18 and steam turbine 24 then form a so-called “single shaft power train.” However, steam turbine 24 can also drive its own second generator 8 on a separate shaft train 60, as shown in FIG For example, so-called 2 to 1 arrangements in which a steam turbine 24 on a shaft 60 with a second strand
  • Generator 8 supplied by two gas turbines 12 downstream boilers 23 with steam is widely used.
  • the gas turbines 12 are each arranged on a turbine train 1 1 with its own first generator 18.
  • the speed of the gas turbine 12 is in a fixed ratio to the generated in the first generator 18 frequency of the AC voltage, which must be equal to the network frequency of the network 21.
  • the generator frequency or mains frequency of 60 Hz is a gas turbine speed of 3600 rpm (eg gas turbine GT24 of the Applicant) and the generator frequency of 50 Hz a speed of 3000 rpm (eg gas turbine GT26 of the Applicant) assigned.
  • FIG. 1 Above about 100 MW useful power, there are individual 1-shaft gas turbines which can be driven at a fixed speed of either 3000 rpm (for 50 Hz, GT26) or 3600 rpm ( GT24) are designed and optimized (F. Joos et al., Field Experience with the Sequential Combustion System of the GT24 / GT26 gas turbine family, ABB review no.5, p.12-20 (1998)). Above 100 Hz and at powers below 100 MW, virtually any alternating voltage frequencies are possible by configurations with a power turbine or gearbox, or by multi-shaft gas turbines (hatched area in FIG. 1). The achievements of the gas turbines over the
  • a 1-shaft turbine generator set without reduction gear in which between the output of the generator and the network, a static frequency converter is arranged, with the aid of which generated by the generator AC frequency in the Frequency of the network is implemented.
  • the generator When starting the gas turbine, the generator is used as a motor, which is powered from the grid via the static frequency converter with energy.
  • the converter contains a direct current intermediate circuit formed by an inductance.
  • the basic idea of the invention is to dissolve the at least one gas turbine generator set of a combined cycle power plant by means of an electronic device in terms of frequency from the grid and to operate the at least one steam turbine via a generator in terms of frequency coupled to the grid.
  • the power plant in the design point and operation can be optimally adjusted to different boundary conditions and adjust, without the high design efficiency is significantly reduced.
  • an optimization of the operation at low and overfrequency events is also disclosed by the proposed method, an optimization of the operation at low and overfrequency events.
  • a system with a fixed power coupling of the steam turbine and a frequency-decoupled from the grid gas turbine allows both a flexible stationary operation with high overall efficiency and a flexible transient operation.
  • matrix inverters are a type of suitable frequency converter.
  • the frequency-independent operation of the gas turbine allows not only the better design by a slow design speed or design frequency and an enlargement of the gas turbine. According to the usual scaling between 60 Hz and 50 Hz, the size and power of the gas turbine can be further scaled by reducing the design speed below 50 Hz. Big and power are inversely proportional to the square of the speed.
  • the power frequency independent operation of the gas turbine not only allows the gas turbine to operate closer to its optimum regardless of the ambient boundary conditions, but also allows the variations of exhaust gas mass flow and exhaust gas temperature to be reduced. This means that the boundary conditions for the at least one boiler and thus for the at least one steam turbine powered by this boiler can be better controlled. Due to these better control options, the additional improvement potential of a speed control of the steam turbine is greatly reduced
  • the operating frequency of the gas turbine differs significantly from the grid frequency, in particular, the operating frequency is less than the grid frequency, and the grid frequency is 50 Hz or 60 Hz. In a preferred embodiment, the grid frequency is 60 Hz and the operating frequency is 50 Hz.
  • the operating frequency of the gas turbine can also be greater than the mains frequency, which is preferably 50 Hz or 60 Hz.
  • the mains frequency can be 50 Hz and the operating frequency is 60 Hz.
  • Another embodiment of the invention is characterized in that it comprises a matrix converter with a plurality of in a (mxn) matrix arranged, controllable bidirectional switches, which controlled by a controller m inputs selectively connect to n outputs, where m is greater than n, and wherein first means for determining the sign of the currents in the inputs and second means for determining the signs of the voltages between the Inputs are provided, and wherein the first and second means are in operative connection with the controller.
  • Bidirectional switches can consist of one component but can also be constructed of several components. For example, two antiparallel thyristors with the opposite switching direction can be used as controllable bidirectional switches.
  • the means for determining the signs of currents and voltage can be current or voltage meters, for example. Alternatively, z. As well as binary encoder that spend only the sign applicable.
  • the frequency converter is used as a variable electronic gear. This makes it possible to realize a reliable speed control of a gas turbine connected to the network.
  • This variable electronic transmission can be realized for example by a matrix converter.
  • the regulation of the rotational speed takes place in that the setpoint speed is transmitted to the variable electronic gearbox and the speed is imposed on the gas turbine via the generator.
  • the generator is based on the variable electronic gear while against the quasi-static compared to the gas turbine network and forces by regulating the frequency ratio between mechanical speed and power frequency of the gas turbine, the target speed.
  • the transmission ratio of gas turbine speed to power frequency of the variable electronic transmission is less than one. In particular, it is for example five sixths.
  • the transmission ratio of gas turbine speed to power frequency of the variable electronic transmission can also be greater than one. In particular, it is for example six-fifths.
  • Another embodiment allows flexible speed control by a design gear ratio.
  • the target speed of the gas turbine is determined depending on the design and operating conditions of the gas turbine. This can be done for example in the control of the gas turbine, from which the target speed is transmitted to the controller of the variable transmission. A determination of the setpoint speed is also conceivable in a separate controller or a superordinate so-called unit controller which coordinates the control of the gas turbine and steam turbine in a combined cycle power plant.
  • a further embodiment of the invention is characterized by a power plant, which is already optimized in its design for operation in electronic decoupled from the grid gas turbine.
  • the design of the gas turbine can be optimized for off-grid operation.
  • the water-steam cycle when combined with a speed-controlled gas turbine according to the above reduced marginal constraints described above can be better optimized for design operation and safety margins to be considered in the design can be reduced. Consequently, the design efficiency and the design performance of the water-steam cycle can be improved.
  • gas turbine is designed as a gas turbine with sequential combustion.
  • the possibilities are not only used by the frequency solution of the gas turbine from the grid for stationary load operation, but also to improve the transient operation. Special advantages result from the power frequency-dependent control in case of under- or overfrequency events.
  • the power plant initially loses power at underfrequency; only after compensation for the shortfall by appropriate
  • the power plant can actively support readjustment by increasing the efficiency of the grid. Conversely, the power plant initially increases power at overfrequency, only after balancing the extra power by appropriate readjustment, the power plant can actively support the network by reducing power. - These delays are eliminated in the new concept and the power plant can immediately load from the current load point and support the frequency. In this case, either the speed can be kept constant and dispensed with the delivery or recording dynamic power from the turbine train of the gas turbine or the speed of the turbine train can be varied regulated. By the regulation of
  • Speed are the changes in the operating conditions of the gas turbine controlled and a pilot control of other control parameters of the gas turbine is possible.
  • Subject of the following embodiments are aspects of the method for operating the combined cycle power plant, which optimize the control of short-term and long-lasting under or overfrequency events.
  • short-term power frequency changes here are network frequency changes that occur within a few seconds or a few dozen seconds, as caused for example by the trip of a power plant or connecting a large consumer understood.
  • short-term changes are understood to mean periods of a few seconds to about 30 seconds. However, these can also take up to several minutes and occur in stages, for example, if one power plant fails and with delay a second power plant fails due to the fallen grid frequency. They are in contrast to longer-lasting changes in the grid frequency at which the grid frequency is operated at a reduced frequency over a longer period of time.
  • longer lasting changes are understood to be periods of more than 30 seconds. However, these can last up to several minutes, in special cases even up to hours.
  • Short-term power frequency changes may be followed by longer-lasting power frequency changes.
  • Essential for this sub-aspect of the inventive method is that kept at longer lasting changes in the grid frequency, the mechanical or aerodynamic speed of the gas turbine and the power of the gas turbine is adjusted without delay. Accordingly, speed-related changes in the exhaust gas mass flow are avoided and the water-steam cycle available energy of the exhaust gases are proportional to the power adjustment of the gas turbine.
  • the steam turbine power can thus be kept constant in a first approximation or changes in proportion to the power adjustment of the gas turbine, without a speed control of the steam turbine is required.
  • the task is to provide a method that allows a quick response to over- or under-frequency events in the network and thereby largely avoids or limits unwanted transients in the power plant.
  • the mechanical speed of the gas turbine can be controlled independently of the grid frequency. Underfrequency of the network, the speed of the gas turbine can be lowered more or less than the grid frequency, and be raised more or less than the grid frequency at overfrequency of the network. As a result, the frequency support by release or
  • the speed reduction or - increase of the gas turbine is controlled. Since the speed reduction is controlled, a suitable feedforward control can minimize the transient overshoot and undershoot in the hot gas temperature.
  • the mechanical speed is not kept substantially constant, but the system is driven as follows: i.
  • the frequency transformation causes the turbine train and first generator shaft train to be lowered more than the grid frequency.
  • the stronger reduction of the mechanical speed increases the frequency support by releasing the rotational energy.
  • a suitable pilot control can minimize the transient overshoot and undershoot in the hot gas temperature, ii.
  • the mechanical speed of the gas turbine can be increased more than the grid frequency. Increasing the mechanical speed increases the frequency support by absorbing rotational energy in the shaft train. Also in this case can be a suitable
  • Fig. 2 is a simplified diagram of a combined cycle power plant with
  • Fig. 3 is a simplified diagram of a combined cycle power plant with
  • Fig. 4 is a simplified diagram of a combined cycle power plant with
  • FIG. 5 shows the exemplary internal structure of a matrix converter, as it can be used as an electronic decoupling device in a system according to FIG. 4;
  • Fig. 6 is a comparable to Fig. 4 plant with different
  • Fig. 7 shows the dependence of a lower speed limit on the compressor inlet temperature.
  • Fig. 1 1 shows the time course of a longer underfrequency event with fixed coupling according to the prior art
  • FIG. 12 shows the time profile of a longer underfrequency event with electronic decoupling
  • FIG. 13 shows the time profile of a longer underfrequency event with electronic decoupling and anticipated underfrequency event
  • Fig. 15 shows the influence of the ratio of mains frequency change
  • FIG. 16 shows a brief underfrequency event with a fixed clutch
  • Fig. 16a shows the time course of gas turbine speed and dynamic
  • Fig. 18 is a brief underfrequency event with electronic
  • Fig. 4 is shown in a highly simplified circuit diagram of a combined cycle power plant with gas turbine and an electronic decoupling device and a steam turbine according to an embodiment of the invention.
  • the power plant 10 comprises a gas turbine 12 with a compressor 13 and sequential combustion, in which a first combustion chamber 15 with a first fuel via a first fuel supply 17 generates hot gas that is expanded in a first turbine 14a, then passed into a second combustion chamber 15 ' is where it causes a second increase in the temperature of the hot gas with a second fuel via a second fuel supply 17 ', which is then expanded in the second turbine 14b.
  • the sequential combustion which is particularly advantageous in terms of efficiency, it is also possible to provide single-stage combustion.
  • the remaining parts of the power plant 10 correspond to the parts with the same reference numerals in FIGS. 2 or 3.
  • the first generator 18 is coupled directly to the shaft 19 of the gas turbine 12. Thus, the first generator 18 rotates at the same speed as the gas turbine 12. Between the output of the first generator 18 and the network 21 is now However, an electronic decoupling device or a variable electronic gear 27 is arranged, which causes a decoupling of the operating frequency generated in the first generator 18 and the rotational speed of the gas turbine 12 from the predetermined mains frequency of the network and allows control of the mechanical speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12.
  • the still relatively hot exhaust gas at the exit from the gas turbine is passed through a subsequent heat recovery steam generator 23 in order to generate steam for the operation of a steam turbine 24 in a separate water-steam cycle 25.
  • the second generator 8 is mechanically coupled directly to the shaft 19 of the steam turbine 24 and electrically coupled directly to the mains frequency. Condenser, feedwater pump and other systems of the water steam cycle 25 are not shown for simplicity of illustration.
  • the electronic decoupling device or the variable electronic gear 27 is - in order to limit the power loss - preferably designed as a matrix converter without DC intermediate circuit.
  • a matrix converter which operates particularly low loss due to its control, has been described in EP-A2-1 199 794 in structure and in the mode of action. Further details of such a matrix converter have been made in EP-Al-1 561 273, in DE-A1-10 2004 016 453, DE-A1-10 2004 016 463 and DE-A1-10 2004 016 464.
  • FIG. 5 shows the block diagram of a matrix converter with 6 input phases and 3 output phases.
  • the matrix converter (27) connects in a time sequence 6 phases G1, .., G6 of a first generator 18 as a source with 3 phases L1, .., L3 of a load 30.
  • the power unit 29 required for this purpose comprises 18 bidirectional switches 32 in the form of antiparallel thyristors (in the general case there are mxn switches for m input / source phases and n output / load phases).
  • the switches 32 are arranged in a (6 x 3) matrix.
  • a controller or a controller 31 is provided which receives from a timer 28 time signals (a clock frequency).
  • the switching state of the switches 32 (ON, OFF) is monitored and in each case via a first signal line 36 to the controller 31 reported.
  • the switches 32 are each controlled by the controller 31 via a control line 35.
  • a current measuring device 34 is in each case arranged, which signals the sign of the phase current via a second signal line 37 to the controller 31. Furthermore, between the phases G1, .., G6 of the first generator 18, voltage measuring devices 33 are arranged, which signal the sign of the respective phase difference voltage to the controller 31 via a third signal line 38.
  • voltage measuring devices 33 are arranged, which signal the sign of the respective phase difference voltage to the controller 31 via a third signal line 38.
  • the decoupling device 27 can be embodied as a variable electronic gearbox 27, which controls the gas turbine via the first generator 18 at an operating frequency n m ⁇ Ch which is independent of the grid frequency F is.
  • the gear ratio X of the variable electronic gear 27 is determined depending on the target speed 51 and the actual grid frequency F.
  • variable electronic transmission or the decoupling device 27 in particular in the form of a matrix converter of the type described, the following advantages result:
  • a support of the network frequency of the network is possible in a wide network frequency range. While with rigid frequency coupling a network frequency support in the range of 5-6% of the network frequency can be achieved, can be achieved by the electronic decoupling or
  • An adjustment of the operating optima (power, efficiency) depending on the ambient conditions (eg the inlet temperature) is possible.
  • the performance can be increased. - The efficiency can be improved
  • the flexibility in load fluctuations and the life of the turbine can be improved.
  • the turbine can continue to run at constant speed. Previously occurring additional thermal or mechanical loads, which were necessary by measures for speed support, eliminated or are reduced.
  • the emission values can be improved.
  • the additional degree of freedom of a variable speed allows to drive a desired power at a higher or lower speed.
  • lower or higher turbine inlet temperatures with the effect of influencing the
  • a frequency decoupling or variable frequency ratios allow the construction of power plants, where the size of a desired power can be minimized by the additional
  • Degree of freedom that the speed can be set independent of mains frequency For example, a 3300 RPM turbine builds significantly smaller than a 3000 RPM turbine. This can also reduce the construction costs.
  • a frequency decoupling or variable frequency ratios allow the construction of power plants in power ranges, which can not be achieved with comparable drive technology so far (eg with a turbine with 2400 rpm an increase in performance compared to an existing turbine with 3000 rpm of about 60% possible).
  • Pressure curve (pressure conditions) in compressor and turbine o
  • Cables are optimized with reduced margins for extreme T amb . o
  • the maximum fuel pressure is reduced. Accordingly, the design margins for the fuel distribution system are reduced
  • FDS Fluel Distribution System
  • the design condition can be optimized so that the efficiency and performance of the gas turbine are improved: o This additionally improves the correction curve over T amb ; especially at high T amb is not unnecessarily much cooling air consumed.
  • a turbine train - turbine and generator - within a power plant independent of the Grid frequency stable to operate at a desired speed supports the stabilization of power grids.
  • the power plant In the case of frequency drops, the power plant must be able to maintain the power delivered at normal grid frequency, ideally even to deliver increased power to the power grid. Previous power plant systems can only ensure this to a limited extent.
  • the mains frequency reduction senses a system permanently linked to the mains frequency as undesirable speed reduction on the turbine and the generator. After a short period during which kinetic energy is fed into the grid from the gas turbine generator shaft train due to the speed delay, the output power drops.
  • a gas turbine system reacts in this case with a reduced Ansaugmassenstrom and significantly increased fuel supply, which leads to an increased hot gas temperature within the turbine. This in turn significantly reduces the life of the turbine, which increases the operating costs of the plant.
  • the emission of pollutants in the form of NO x also increases significantly in this phase of operation.
  • two limits have already been defined that severely limit an increase in power grid frequency - lifetime and emissions.
  • the mechanical and aerodynamic compatibility plays a role. Strong frequency drops above 6% lead to the shutdown of power plants, since they are not mechanically able to operate with correspondingly reduced speeds.
  • Another positive aspect of a grid frequency independent power plant system is the better adaptability of a plant to different site conditions.
  • the already mentioned grid stability is an essential aspect, which depends decisively on the location.
  • environmental conditions such as outside temperatures, air pressure, in particular the conditional by the altitude altitude, air humidity, and fuel composition, which affect the operating state of a power plant.
  • the additional degree of freedom of the independent speed control makes it possible to generate respectively optimized operating conditions in accordance with the current environmental conditions. This efficiency improvements or performance increases are possible.
  • the mechanical speed can be controlled inversely proportional to the compressor inlet temperature in order to keep the aerodynamic speed of the gas turbine constant.
  • the target speed of the gas turbine is controlled in proportion to the root of the compressor inlet temperature
  • a correction of the reference speed may be advantageous depending on the fuel gas used.
  • the fuel gas volume flow will increase with decreasing specific calorific value of the fuel gas and thus increase the combustion chamber pressure and compressor discharge pressure.
  • a reduction in the reference speed is proposed inversely proportional to the calorific value of the fuel gas. This becomes relevant, for example, in the combustion of synthesis gases.
  • the efficiency enhancement potential of this new technology with respect to a power production site may be on the order of 3% (multiplicatively) at the turbine in a typical application.
  • Capacity increases of significantly more than 10% in relation to a power production location are conceivable. Network frequency restrictions are irrelevant.
  • turbo components, compressors and turbine can be equipped with new ones
  • Boundary conditions are designed. So far, it has also been necessary for stationary gas turbines to consider a minimum operating range of approximately +/- 10% reduced speed as a safety window, based on design conditions. This ensures that the gas turbine can withstand both mechanical speed fluctuations, which are caused by mains frequency fluctuations, as well as changes in the inlet temperature, which in the ratio 1 / (T k - ⁇ ) 1/2 in the reduced speed received.
  • design conditions typically ISO conditions, ie ambient conditions of 15 ° C, 60% relative humidity and 1013 mbar are selected. If the required reduced speed range is limited by an optimized driving concept, a new design of the compressor and turbine blading achieves both efficiency and performance gains.
  • the exhaust gas mass flow at full load varies greatly depending on compressor characteristics and ambient conditions. For example, if the compressor inlet temperature on the coldest day for which unrestricted operation must be guaranteed 30 K lower than for the design point of the power plant, at full load for this coldest day is expected to increase by about 10% compared to the full load design point exhaust gas mass flow and the water Design the steam cycle accordingly.
  • variations in full load exhaust gas mass flow can be reduced by up to one dimension or avoided altogether.
  • the speed control of the gas turbine may be limited by limits in the mechanical speed. Accordingly, then variations in the exhaust gas mass flow can not be avoided and, for example, a design of the steam cycle for variations in the exhaust gas mass flow of plus / minus 5% is required.
  • FIG. 6 shows a simplified diagram of a combined cycle power plant 10, which is designed for an operating method according to the invention.
  • the turbine train 1 1 with the gas turbine 12 and the first generator 18 and the shaft train 60 of the steam turbine 24 correspond to those in Fig. 4. This also applies to the variable electronic gear or the electronic decoupling device 27 and the connected network 21.
  • the network 21 can a general supply network, but also a traction power network. Instead of the network 21, a consumer, e.g. an industrial drive or compressor connected to a natural gas liquefaction plant.
  • the network 21 or the consumer to which the second generator 8 of the steam turbine 24 is connected may be another network 21 or a different consumer than that to which the first generator 18 of the gas turbine 12 is connected.
  • the illustration of condenser, feedwater pumps and other systems of the water steam cycle 25 has been omitted here for reasons of space.
  • At least one row of adjustable compressor guide vanes 42 at the inlet of the compressor 13 and control valves 40 and 41 in the fuel supply 17 or 17 'to the combustion chambers 15, 15' serve to control or regulate the gas turbine 12.
  • the corresponding control signals come from a controller 39 in accordance with certain input parameters that can be used individually or in selectable combination.
  • One possible parameter is the compressor inlet temperature, which is measured with a first sensor 43 arranged at the air inlet 16.
  • Other possible parameters are the compressor end temperature and the compressor discharge pressure, which are measured with second and third transducers 44 and 45, respectively, at the output of the compressor.
  • Another sensor 46 which is connected to a Cooling air supply 50 from the compressor 13 to thermally loaded components of the gas turbine 12, for example, in the two turbines 14a and 14b, is arranged, measures the pressure and / or temperature and / or the flow rate of the cooling air.
  • Another transducer 47 may be disposed on the second combustion chamber 15 'to measure the pressure in this combustion chamber.
  • Outlet temperatures of the first and second turbine 14a, 14b can be measured via the transducers 52a, b.
  • the speed of the gas turbine 12 can be removed, for example, at the first generator 18 and entered via a measuring line 48 in the control 39.
  • a Netzfrequenzauf choir 49 may be provided for measuring the network frequency in the network 21.
  • a value for a target power ZL can be entered into the control 39.
  • the controller 39 regulates the aerodynamic or mechanical speed n m ⁇ Ch the gas turbine 12 and the first generator 18 for one or more of these parameters in electronic decoupling from the grid, without the speed of the grid frequency F of the network 21 is affected.
  • the regulation of the rotational speed can alternatively also be effected, for example, by transmitting the setpoint speed 51 calculated in the control 39 of the gas turbine to the controller 31 of the variable electronic gearbox 27 and impinging the setpoint speed 51 on the gas turbine 12 via the generator.
  • the first generator 18 is based on the variable electronic gear 27 against the quasi-static compared to the gas turbine 12 network 21 and forces by regulating the frequency ratio between the network F and mechanical speed n m ⁇ C h of the gas turbine, the target speed 51.
  • Quasi-static network 21 in this context means that changes in the network frequency F due to a change in the speed n m ⁇ Ch or the output from the respective gas turbine 12 power to the network 21 are very small and in the control process are negligible or can be easily compensated. This means in particular that in an adaptation of the forced gas turbine speed, a possibly resulting change in the grid frequency F a magnitude is smaller. In general, the resulting change in the network frequency F in the noise of the network will be difficult or impossible to measure.
  • the water-steam circuit 25 is controlled in this example by a water-steam cycle controller 55.
  • This receives, as well as the control 39 of the gas turbine 12 its control signals from the unit controller 56 and is with this via the signal lines 58 in the signal exchange.
  • the water-steam cycle controller 55 gets over the signal lines 57 all necessary to control the boiler 23 operating conditions, such as temperatures, mass flows or positions of valves and pressures of the boiler and sends via lines 57, the control signals to the boiler 23.
  • the outlet temperature 52b of the gas turbine 14b are transmitted directly to the water-steam circuit controller 55.
  • the control signals are exchanged via the signal lines 57.
  • the water-steam cycle is usually not controlled by a water-steam cycle controller 55, but via a series of controllers that communicate with the unit controller 56.
  • controllers that communicate with the unit controller 56.
  • controllers would be, for example, a controller for the steam turbine, a controller for the boiler or a controller for the auxiliary systems, such as condenser and feedwater pumps.
  • FIG. 7 shows, in simplified form, the normalized minimum rotational speed of a gas turbine 12 which is conventionally observed above the compressor inlet temperature T k1 , below which the gas turbine 12 is protected by a load shedding D. It consists of a mechanical speed limit C and a compressor protection E together.
  • a further improvement of the flexibility and the operating range of a gas turbine can be achieved within the scope of the invention in that the absolute speed range in which the gas turbine 12 can be operated stationarily on the network 21 can be significantly extended to low rotational speeds nm ⁇ Ch .
  • the mechanical speed n m ⁇ Ch is limited downwards in conventional gas turbines 12 by the excitation of natural frequencies. These can be, for example, natural frequencies of blades. Speed ranges in which natural frequencies are excited can only be transiently traversed. This happens when starting or stopping the gas turbine 12, as long as it is not synchronized with the network 21.
  • Speeds n m ⁇ Ch which can lead to the excitation of natural frequencies, is a stop band , in which the gas turbine 12 can not be operated stationary.
  • the uppermost blocking area below the operating frequency of the gas turbine 12 conventionally establishes the mechanical speed limit C.
  • the proposed control of the gas turbine speed which is released from the grid frequency, makes it possible to drive transiently through blocked areas even during the power output of the gas turbine to the grid and the gas turbine at a rotational speed n m ⁇ C h operate below a stopband .
  • excitations can be applied to the shaft train by the electronic device at the first generator 18.
  • the blocking regions can be included in the control of the gas turbine 39. Since these suggestions depend on the electronic device, in one embodiment the stop bands are stored in the controller 31 of the variable electronic gearing 27. If the setpoint speed 51 falls within such a blocking range, this is corrected in the controller 31 to the next higher or next lower value below, or above the stopband and regulated according to the corrected value, the variable electronic transmission.
  • the speed limit to be observed as shown simplified in the example of the load shedding as Kompressorpumpschutz E at low speed in Fig.
  • the compressor 13 can be optimized with smaller distances ⁇ n to the surge limit n s and designed to operate closer to or at the optimum speed n opt since changes in aerodynamic speed n * are due to changes the compressor inlet temperature T «i can be compensated by controlling the mechanical speed n m ⁇ Ch .
  • the margin for changes in grid frequency F can be reduced or dropped altogether.
  • a control 39 in which the mechanical speed n m ⁇ Ch is regulated as a function of the compressor inlet temperature T K i, is shown in FIG.
  • the mechanical speed n m ⁇ C h is raised in proportion to the compressor inlet temperature T K i to the aerodynamic speed
  • n * n mech to keep constant.
  • the mechanical speed n m ⁇ C h is controlled to a constant value or readjusted as soon as mechanical or other limit values such as pressures or temperatures are reached. Specifically, starting from the design temperature T ⁇ -id, in which the optimal aerodynamic rotational speed n opt is reached with a mechanical rotational speed n m ⁇ C h, the mechanical rotational speed n m ⁇ Ch is raised with increasing compressor inlet temperature T k1 until the upper limit in the mechanical rotational speed n max is reached. Similarly, with decreasing compressor inlet temperature T k1, the mechanical speed n m ⁇ C h is reduced until the lower limit in the mechanical speed n mm is reached. When the mechanical limits have been reached, the mechanical speed n m ⁇ Ch is kept constant in this example.
  • the entry temperatures or hot gas temperatures of the turbines 14 a, b can be controlled independently of the compressor inlet temperature T k1 and the speed. For example, it is regulated to a constant value. In this case, controlling the mechanical speed, with which the aerodynamic speed n * of the compressor is kept constant, causes the aerodynamic speed of the turbines 14a, b to change in proportion to the mechanical speed. This further causes the operating point of the turbine 14 a, b shift and change their efficiencies. With the efficiencies, the turbine outputs and the turbine outlet temperatures 52 a, b, the Abgasenthalpien and thus the boundary conditions for the downstream boiler 23 of the water-steam cycle change 25.
  • the boundary conditions of the water-steam cycle With regard to the boundary conditions of the water-steam cycle, a regulation of the gas turbine speed to constant turbine outlet temperature 52b or constant exhaust gas enthalpy within the speed limit of the gas turbine is possible as an alternative to a control to constant aerodynamic speed n * of the compressor.
  • the water-steam cycle can be better optimized for design operation and the safety margins to be considered in the design can be reduced.
  • the characteristics of the entire combined cycle power plant become significantly flatter. This means that the power and efficiency changes of the power plant are smaller than in conventional power plants in the event of deviations of the operating conditions from the design conditions.
  • Fig. 10 the course of the normalized cooling air pressure ratio ⁇ COO ⁇ and the normalized cooling air mass flow m CO oi compressor inlet temperature T k1 for a cooling air system of the gas turbine 12 is shown, which is supplied with cooling air 50 from the central part of the compressor.
  • cooling air which is taken from the compressor end, which is inevitably always available with the compressor outlet pressure
  • cooling air extraction from the compressor is not guaranteed a constant pressure ratio for all operating conditions, since the pressure build-up in the compressor shifts depending on the operating conditions. This is taken into account in the design of the cooling air system, so that the minimum required amount of cooling air m COo i d at the minimum required cooling air pressure ratios ⁇ COO ⁇ available in the entire design range.
  • the normalized cooling air pressure ratio ⁇ COO ⁇ and the normalized cooling air mass flow m C ooi- Dies already at ISO conditions to increased cooling air consumption m CO oi with the compressor inlet temperature continues to increase and leads to performance and efficiency inferences.
  • the normalized cooling air pressure ratio ⁇ COO ⁇ and the resulting normalized cooling air mass flow m CO oi can be reduced.
  • the normalized cooling air pressure ratio ⁇ COO ⁇ and resulting in the normalized cooling air mass flow rricooi be raised. Accordingly, by controlling the speed, the cooling air ratios can be controlled to design conditions regardless of the compressor inlet temperature and thus kept at the design value.
  • FIGS. 11 to 13 schematically show examples of longer duration underfrequency events. They are described for a, in a 50 Hz network 21, operated gas turbine 12, but are analogously applicable for operation in a 60 Hz network 21 or a network 21 with a different design frequency. By analogy, the corresponding concepts for overfrequency events will be apparent to those skilled in the art. Noise, high-frequency small variations of the line frequency F or noise are neglected and not shown.
  • Fig. 1 the course of a prolonged underfrequency event for a conventional gas turbine 12 with fixed coupling to the network 21 is schematic shown.
  • the gas turbine 12 is operated at time t 2 at full load and design speed. Between time t 2 and t 3 , the mains frequency F drops from 50 Hz to 49 Hz.
  • the speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 normalized with the design speed correspondingly reduces from 100% to 98%.
  • the relative power of the gas turbine P r ⁇ 1 initially decreases proportionally to the speed n m ⁇ Ch .
  • P r ⁇ ⁇ the relative power P r ⁇ ⁇ based on the full load power at 100% speed.
  • the hot gas temperature T hot initially remains constant. It is raised in this example only with a short delay, as a response of the control 39 on the speed-related power loss.
  • This increase in the hot gas temperature T ho t to 100.4% of the full load hot gas temperature causes the power loss is partially compensated and the gas turbine (12) in this example during the prolonged under- frequency event with 99% relative power P r ⁇ ⁇ at only 98% normalized mechanical speed n m ⁇ C h is operated.
  • the increase in the hot- gas temperature T hot is moderate. If no reduction in performance can be accepted and the grid frequency decreases more, significantly higher lifetime critical increases are required.
  • the hot gas temperature T ho t can only be reduced again to its design value if the mains frequency F between t 4 and t 5 returns to its nominal value 50 Hz. With the increase of the hot gas temperature T hot over the full load value is associated with increased lifetime consumption. Depending on the network requirements, a compromise can be made between power supply for frequency support and service life consumption.
  • Fig. 12 shows schematically the course of the operating parameters during the same longer duration underfrequency event using an example of a system with electrical decoupling between network 21 and gas turbine 12.
  • the normalized mechanical Speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 is maintained at 100%.
  • the relative power P r ⁇ ⁇ and hot gas temperature T hot of the gas turbine 12 at the beginning of the underfrequency event immediately after t 2 initially remains constant.
  • the controller reacts and increases the hot gas temperature T ho t, so as to increase the relative power P r ⁇ ⁇ the gas turbine.
  • T hot 100.4%
  • Gas turbine power can be avoided, but will deliver a relative power P r ⁇ ⁇ of 101% of the full load power to the network 21. From the time t 4 , the grid frequency F recovers and, as a consequence, the relative power P r ⁇ 1 and, correspondingly, the T hot can be reduced until normal full-load operation is achieved again at time t 5 .
  • FIG. 13 schematically shows the course of an anticipated underfrequency event with electronic decoupling.
  • the operator is notified of an impending event, such as the shutdown of a larger power plant from the network 21, or the connection of a larger consumer to the network 21, which may cause a frequency dip. Accordingly, it selects a standby mode of the gas turbine 12 at the time t 0 .
  • the mechanical speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 now rises and reaches, for example, 101.5% at the time ti.
  • the hot gas temperature T hot is reduced in accordance with the increased speed n m ⁇ Ch . This is compared to a company at the design speed 100% and design hot-gas temperature possibly a loss of efficiency accepted.
  • the gas turbine 12 can be further operated at the increased speed n m ⁇ Ch .
  • the hot gas temperature T hot can now be increased to improve performance on the full load value.
  • the gas turbine is operated at design hot gas temperature at an increased speed n m ⁇ Ch and, in this example for frequency assistance , can output a normalized power lying above the full load power. This is 100.8% in this example. This can be achieved without the otherwise usual for frequency support usual acceptance of lifetime losses.
  • the grid frequency F recovers and, consequently, the relative power P r ⁇ ⁇ and correspondingly the speed n m ⁇ Ch can be reduced until normal time full load operation is reached again at time t 5 .
  • the gas turbine power P r ⁇ ⁇ may need to be increased.
  • the increased speed n me ch increases the mass flow and thus the pressure ratio across the turbine.
  • the hot gas temperature of the gas turbine is lowered. Both result in a decrease of the turbine outlet temperature , which can adversely affect the performance of the steam turbine despite the increased exhaust gas mass flow and is compensated by the gas turbine power P r ⁇ ⁇ .
  • the relative powers P r ⁇ 1 shown in the figures relate to the power in quasi-stationary operation.
  • the dynamic power component, as it occurs at a speed change of the shaft train is neglected.
  • the qualitative course of the steam turbine power typically corresponds to the relative power of the P r ⁇ ⁇ of the gas turbine 12.
  • the conventional case of the fixed power coupling of the gas turbine 12 according to FIG Speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 reduces the exhaust gas mass flow and the heat available for the water-steam cycle heat. Due to the reduced mass flow and the increased hot gas temperature T hot , however, the exhaust gas temperature 52 of the gas turbine 12 will increase, so that the power loss of the steam turbine 24 is smaller than that of the gas turbine 12. When the exhaust gas temperature 52 is greatly increased, the power of the steam turbine 12 may even be constant be held or rise. During the underfrequency events illustrated in FIGS. 12 and 13, the power of the steam turbine 24 will increase due to the increased exhaust energy and thus contribute to the frequency support.
  • FIG. 14 to FIG. 18 The course of rapid power frequency events of the gas turbine 12 and possible influence by the electrical decoupling on the course of such events is exemplified in FIG. 14 to FIG. 18 on the basis of underfrequency events. They are described for a 50 Hz network 21, but are analogously applicable to a 60 Hz network 21 or a network 21 with a different design frequency. By analogy, the corresponding concepts for the person skilled in the art will be understood About frequency events. Noise, high-frequency small variations of the line frequency F or noise are neglected and not shown.
  • FIG. 14 schematically shows the course of the gas turbine speed n m ⁇ Ch , as well as the dynamic power Pdyn output by the gas turbine shaft train to the network during an underfrequency event.
  • the line frequency F drops from 50 Hz to 49 Hz with a constant gradient between the times T 2 and T 3 .
  • the dynamic speed P dy n is released during the speed change, which is proportional to the gradient of the speed change.
  • the network frequency which is shown here as a normalized network frequency f G , will be explained on the basis of 3 ratios.
  • the speed with a ratio of 2: 1 is more concentrated than the normalized line frequency f G. Accordingly, the double dynamic power P dyn, 2 can be delivered. However, a doubling of the mechanical speed n m ⁇ C h, 3 must be accepted.
  • the speed is subtracted at a ratio of 1: 2 weaker than the normalized line frequency f G. Accordingly, only half the dynamic power P dy n, 3 can be delivered. However, the mechanical speed n m ⁇ C h, 3 is lowered only half as much, so that the quasi-stationary power of the gas turbine does not fall so much and the distance to a possible compressor pumping remains greater.
  • FIG. 15 schematically illustrates the influence of the ratio between the mains frequency change and the gas turbine speed change of electronic decoupling in the case of an anticipated underfrequency event.
  • the first case is again shown, in which the speed change of the shaft train n m ⁇ C h, i exactly follows the change of the normalized network frequency f G and thus during the transit between the time T 2 and T 3 for delivering the dynamic power P dyn, i leads.
  • the operator is notified of an impending event, such as the shutdown of a larger power plant from the grid, or the connection of a larger load to the grid that may cause a frequency dip. Accordingly, it selects a standby mode at time T 0 Gas turbine on.
  • the mechanical speed n m ⁇ Ch of the gas turbine now increases and reaches an increased mechanical speed n m ⁇ Ch at time T 1 . Accordingly, dynamic power P dyn is received from the shaft train (not shown).
  • the mechanical speed n m ⁇ Ch, 4 of the gas turbine 12 is first increased by 1% between T 0 and T 1 .
  • the mechanical speed n m ⁇ Ch, 4 is lowered only half as much and at the end of the grid frequency collapse, the gas turbine 12 is still driving at design speed.
  • the mechanical speed n m ⁇ C h, 5 of the gas turbine is first increased by 2% between T 0 and T 1 .
  • the speed of the gas turbine shaft train with a ratio of 2: 1 is more concentrated than the normalized network frequency f G. Accordingly, the double dynamic power Pd yn , 5 can be delivered.
  • the mechanical speed n m ⁇ C h, 5 is also twice as much lowered. Due to the increased speed before the power frequency break-in , however, the gas turbine still drives at the same speed n m ⁇ Ch at the end of the power-line break-in , as in the reference case with a fixed coupling between network 21 and gas turbine 12.
  • the gas turbine power P r ⁇ ⁇ undergoes a significant slump. Only at a delay does the controller at time T 4 bring the hot- gas temperature T hot to the nominal value raised for frequency assistance with respect to the design value.
  • the minimum in the hot gas temperature T ho t is achieved in the example purely randomly at the time T 3 . It can be achieved before or after the time T 3 , depending on the dynamics of the regulation and the time profile of the specific underfrequency event.
  • Fig. 16a the curve of the gas turbine speed n m ⁇ C h of the example of a fixed- frequency underfrequency event between the gas turbine 12 and the network 21 of Fig. 16 is shown again.
  • the schematic is associated normalized dynamic power P dy n represented over time.
  • a maximum in the dynamic power P dyn results at the time of the steepest speed gradient .
  • the illustrated normalized dynamic power P dy n is normalized with this maximum value.
  • this maximum can reach the magnitude of the full-load power of the gas turbine 12. Accordingly, the power plant, in particular the shaft train of the gas turbine 12 and the electrical systems, interpreted.
  • the electrical decoupling makes it possible to avoid such maxima in the dynamic power P dy n.
  • FIG. 16b it is shown for comparison, how with a constant gradient in the mechanical speed n m ⁇ Ch the same kinetic energy is emitted in the period between T 2 and T 3 , as in the example of FIG. 16 a.
  • the dynamic power P dyn is limited to 60% of the maximum value of the example of FIG. 16a. Accordingly, power plant can be designed with a decoupling and regulated or limited speed gradient to lower maxima.
  • independent gas turbine speed n m ⁇ Ch can be dispensed with the design for dynamic power P dyn .
  • control unit 39 changes the Ansaugmassenstromes and the boundary conditions
  • Combustion chamber 15, 15 * approximately precalculate and accordingly make a pilot control of the control valves 17, 17 * .
  • the transient behavior can be improved and avoid or reduce maxima in the hot gas temperature.
  • FIG. 17 analogously to FIG. 16, the same underfrequency event with electronic decoupling and constant gas turbine speed is shown schematically.
  • the mechanical speed of the gas turbine n m ⁇ C h remains constant regardless of the grid frequency F. Accordingly, no direct influence of the grid frequency F on the hot gas temperature T hot and the gas turbine power P r ⁇ ⁇ at time T 2 can be seen. Only with a short delay raises the control 39, the hot gas temperature Thot to increase the frequency support the gas turbine power P r ⁇ ⁇ .
  • the grid frequency F stabilized at time T 3 to 49 Hz. Due to the inertia of the gas turbine 12, the measurements and the control 39, the gas turbine 12 comes only with a small time delay at time T 4 to a quasi-stationary operation with constant power P r ⁇ ⁇ and hot gas temperature Thot.
  • FIG. 18 schematically shows an underfrequency event with electronic decoupling, anticipated underfrequency event, and during the frequency decay of a constant held gas turbine speed nm ⁇ Ch .
  • the operator is notified of an impending event, such as the shutdown of a larger power plant from the network 21, or the connection of a larger consumer to the network 21, which may cause a frequency dip. Accordingly, it selects a standby mode of the gas turbine 12 at the time T 0 .
  • the mechanical speed n me ch of the gas turbine now increases and reaches, for example, 101% at time T 1 .
  • the hot gas temperature T hot is reduced in accordance with the increased speed n m ⁇ Ch .
  • a loss of efficiency is possibly accepted in relation to operation at the design speed 100% and design hot-gas temperature.
  • dynamic power P dyn is absorbed by the shaft train (not shown).
  • the distance is reduced in the mechanical speed n m ⁇ Ch to a load shedding for overspeed.
  • the gas turbine 12 can be further operated at the increased speed n m ⁇ C h.
  • the hot gas temperature T hot product may be increased to improve performance to the full-load value.
  • the gas turbine 12 is operated at design hot gas temperature with increased speed n m ⁇ C h and can in this example for
  • Frequency support deliver a normalized power over the full load power. This is just under 101% in this example. This can be achieved without the otherwise usual for frequency support usual acceptance of lifetime losses.
  • the possible driving concepts are not limited to the illustrated examples, but can be combined and expanded by the skilled person according to the requirements.
  • the mechanical speed n m ⁇ Ch for example, first with a high gradient, which is greater than the power frequency change, up to a first limit that still has a relatively small margin to the design limits of the gas turbine 12 can be reduced. After reaching this first limit, the speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 with a reduced gradient, which is for example smaller than that of the mains frequency change, can be further changed. According to this reduced gradient, dynamic power P dyn can still be delivered to the network 21 until a second limit is reached.
  • This second limit represents the minimum distance to the design limits of the gas turbine 12, which is to be maintained in order to ensure safe operation. Because the Limits may be functions of the operating conditions of the gas turbine 12, in particular the mechanical speed n m ⁇ Ch , the aerodynamic speed and of pressures or pressure conditions, including design limits both mechanical limits and aerodynamic limits.
  • the ratio between change in mechanical speed n m ⁇ Ch and mains frequency change as a function of the distance from the current mechanical speed n m ⁇ C h of the gas turbine 12 and the design limits can be selected.
  • the ratio approaches zero when the mechanical speed n m ⁇ Ch approaches the minimum distance from the design limits of the gas turbine 12.
  • the gas turbine 12 can be driven again to the optimum mechanical rotational speed n m ⁇ C h by the electrical decoupling independently of the value of the grid frequency F.
  • the shaft train is accelerated or decelerated with a small gradient.
  • the gradient is sufficiently small to choose so that the required for acceleration dynamic power P dyn has no significant reduction in the power output to the network 21 result.
  • the gradient should be chosen such that only a maximum of about 5% of the gas turbine power is used as the dynamic power P dyn for acceleration.
  • the proportion is even less than 3% to keep. In practice, a share of less than 1% is sufficient.
  • the behavior of the steam turbine in the event of underspeed or overfrequency events is not shown in FIGS. 14 to 18. Due to the unchanged fixed coupling between network and steam turbine, the behavior of the steam turbine does not change with short-term frequency changes compared to conventional combined cycle power plants. That is, a dynamic performance is delivered analogously to the examples explained in FIGS. 14 to 16 for the fixed coupling gas turbine.
  • the Quasi-stationary power of the steam turbine 24 changes without further measures in accordance with the thermal inertia of the water-steam circuit 25 with a delay depending on the exhaust gas flow provided by the gas turbine 12. If the speed reduction of the gas turbine 12 is smaller than the reduction of the grid frequency F by the speed control of the gas turbine, the power output of the steam cycle is improved in comparison to conventional power plants in principle. If the speed reduction of the gas turbine 12 is greater than the lowering of the grid frequency F to deliver dynamic power P dyn to the grid in the short term, the power output of the water vapor circuit may deteriorate.
  • Analog driving concepts are conceivable for gas turbines 12 with a simple combustion chamber as well as for gas turbines 12 with sequential combustion. In principle, it is possible to use the T hot of both combustion chambers 15, 15 'for regulation or to change only the T hot of a combustion chamber 15, 15'. The combinations with other parameters are also provided here, depending on the driving concept and operating point.
  • Compressor outlet temperature, cooling air temperatures and pressures and the exhaust gas parameters change in a manner known to those skilled in the art, depending on the chosen driving concept.
  • the ratios of the influences of speed n m ⁇ C h and hot gas temperature T hot on the gas turbine power P re ⁇ , as well as the dynamic flow of the control are highly dependent on the design of the gas turbine 12 and the implemented controller and control parameters.
  • the influence of the hot gas temperature T ho t of a second combustion chamber 15 'in a gas turbine 12 with sequential combustion is significantly higher than the influence of a first
  • Combustion chamber 15 Depending on design criteria of the gas turbine 12, such as the mechanical, aerodynamic and cooling requirements, as well as the Network requirements, the driving concept of the gas turbine 12 can be optimized according to the embodiments shown.
  • the driving concepts are not limited to the illustrated examples, but can be combined and expanded by the skilled person according to the requirements.
  • embodiments and methods with a large number of different frequency converters are possible, for example using multilevel converters, intermediate circuit recorders, or direct converters, ie current and / or voltage converters.
  • G1 .., G6 phase (generator)
  • T time f G standardized network frequency i dyn dynamic power of the gas turbine shaft train, which is delivered due to the speed gradient to the network

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Kombikraftwerk (10) mit mindestens einem Wellenstrang (60) aus einer Dampfturbine (24) und einem von der Dampfturbine (24) direkt angetriebenen, Wechselstrom erzeugendenden zweiten Generator (8), dessen Ausgang mit einem Netz (21) mit gegebener Netzfrequenz (F) in Verbindung steht und mindestens einem Turbinenstrang (11) aus einer Gasturbine (12) und einem von der Gasturbine (12) direkt angetriebenen, Wechselstrom mit einer Betriebsfrequenz erzeugenden ersten Generator (18), dessen Ausgang mit einem Netz (21) mit vorgegebener Netzfrequenz in Verbindung steht, wobei zwischen dem ersten Generator (18) und dem Netz (21) eine elektronische Entkopplungsvorrichtung oder ein variables elektronisches Getriebe (27) angeordnet ist, welche die Betriebsfrequenz von der Netzfrequenz entkoppelt. Eine solche Anlage erlaubt sowohl einen flexiblen stationären Betrieb mit hohem Gesamtwirkungsgrad als auch einen flexiblen transienten Betrieb.

Description

BESCHREIBUNG
KRAFTWERKSANLAGE SOWIE VERFAHREN ZU DEREN BETRIEB
TECHNISCHES GEBIET
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Kraftwerkstechnik. Sie betrifft eine Kombikraftwerksanlage mit elektronischer Entkopplung oder elektronischer Frequenzwandlung zwischen Gasturbine und Netz und einer direkt über einen Generator an das Netz verbundene Dampfturbine sowie ein Verfahren zum Betrieb eines derartigen Kraftwerks.
STAND DER TECHNIK
Grosse Kraftwerksanlagen mit Leistungen im Bereich von mehr als 100 MW, bei denen ein Strom erzeugender Generator von einer Gas- und/oder Dampfturbine angetrieben wird und die erzeugte elektrische Leistung in ein Netz mit vorgegebener Netzfrequenz (z.B. 50 oder 60 Hz) einspeist, haben üblicherweise eine feste Kopplung zwischen der (mechanischen) Drehzahl der Turbine und der Netzfrequenz. Der Ausgang des Generators ist dabei über eine Netzverbindung frequenzstarr mit dem Netz verbunden, während er von der Turbine entweder direkt (1 -Wellenanlage) oder über ein mechanisches Getriebe drehzahlgekoppelt angetrieben wird. Derartige Konfigurationen von Kraftwerksanlagen sind in den Fig. 2 und 3 stark vereinfacht wiedergegeben. Mittels Getriebe sind nur feste Übersetzungsverhältnisse zwischen Netzfrequenz und Turbine realisierbar. Es sind aber auch Lösungen denkbar, bei denen der Generator von einer Nutzturbine angetrieben wird, die mit einer von der eigentlichen Gasturbine abweichenden Drehzahl gefahren werden kann.
Fig. 2 zeigt in einer stark vereinfachten Darstellung eine Kraftwerksanlage 10' bekannter Art, die mittels einer Gasturbine 12 mit angekoppeltem ersten Generator 18 und einer Dampfturbine 24 mit angekoppeltem zweiten Generator 8 Strom erzeugt und in ein Netz 21 einspeist. Die Gasturbine 12 und der Generator 18 sind durch eine gemeinsame Welle 19 verbunden und bilden einen Turbinenstrang 1 1. Die Gasturbine umfasst im einfachsten Fall einen Verdichter 13, der über einen Lufteinlass 16 Verbrennungsluft ansaugt und verdichtet. Der Verdichter 13 kann aus mehreren hintereinander geschalteten Teilverdichtern zusammengesetzt sein, die auf steigendem Druckniveau arbeiten und ggf. eine Zwischenkühlung der verdichteten Luft ermöglichen. Die im Verdichter 13 verdichtete Verbrennungsluft gelangt in eine Brennkammer 15, in die über eine Brennstoffzufuhr 17 flüssiger (z.B. Öl) oder gasförmiger (z.B. Erdgas) Brennstoff eingedüst und unter Verbrauch von Verbrennungsluft verbrannt wird.
Die aus der Brennkammer 15 austretenden heissen Gase werden in einer nachfolgenden Turbine 14 unter Arbeitsleistung entspannt und treiben so den Verdichter 13 und den angekoppelten ersten Generator 18 an. Das beim Austritt aus der Turbine noch relativ heisse Abgas wird durch einen nachfolgenden Abhitzedampferzeuger 23 geschickt, um in einem separaten Wasser-Dampf- Kreislauf 25 Dampf für den Betrieb einer Dampfturbine 24 zu erzeugen. Kondensator, Speisewasserpumpe und weitere Systeme des Wasser- Dampfkreislaufes 25 sind zur Vereinfachung der Darstellung nicht gezeigt. Eine solche Kombination von Gasturbinen- und Dampfkraftwerk wird als Kombikraftwerk bezeichnet. Die Dampfturbine 24 kann dabei mit dem ersten Generator 18 auf der der Turbine 14 gegenüberliegenden Seite gekoppelt sein; Gasturbine 12, ersten Generator 18 und Dampfturbine 24 bilden dann eine sogenannten „Single Shaft Power Train". Die Dampfturbine 24 kann aber auch, so wie in Fig. 2 gezeigt, einen eigenen zweiten Generator 8 auf einem separaten Wellenstrang 60 antreiben. Für Mehrwellenanlagen sind verschiedene Kombinationen bekannt. Beispielsweise sind sogenannte 2 auf 1 Anordnungen, in denen eine Dampfturbine 24 auf einem Wellenstrang 60 mit einem zweiten
Generator 8 durch zwei Gasturbinen 12 nachgeschalteten Kesseln 23 mit Dampf versorgt wird weit verbreitet. Dabei sind die Gasturbinen 12 jeweils auf einem Turbinenstrang 1 1 mit eigenem ersten Generator 18 angeordnet. Analog gibt es auch Anordnungen in denen der Dampf von drei oder mehr Gasturbinen 12 nachgeschalteten Kesseln 23 für den Antrieb einer Dampfturbine 24 genutzt.
Bei der 1 -Wellen-Gasturbine der Fig. 2 steht die Drehzahl der Gasturbine 12 in einem festen Verhältnis zur im ersten Generator 18 erzeugten Frequenz der Wechselspannung, die gleich der Netzfrequenz des Netzes 21 sein muss. Bei den heutzutage üblichen grossen Gasturbineneinheiten mit Leistungen von über 100 MW ist der Generatorfrequenz bzw. Netzfrequenz von 60 Hz eine Drehzahl der Gasturbine von 3600 U/min (z.B. Gasturbine GT24 der Anmelderin) und der Generatorfrequenz von 50 Hz eine Drehzahl von 3000 U/min (z.B. Gasturbine GT26 der Anmelderin) zugeordnet.
Soll ein anderes Verhältnis zwischen der Drehzahl der Gasturbine 12 und der Generator- bzw. Netzfrequenz erreicht werden, kann gemäss Fig. 3 in einer Kraftwerksanlage 10" grundsätzlich zwischen der Welle 19 der Gasturbine 12 und dem ersten Generator 18 (Turbinenstrang 1 1 ') ein mechanisches Getriebe 26 eingefügt werden, das üblicherweise als Reduziergetriebe ausgebildet ist und damit höhere Drehzahlen und kleinere Bauweisen der Gasturbine 12 ermöglicht. Entsprechende Reduziergetriebe sind auch für den Betrieb kleiner Dampfturbinen üblich. Derartige mechanische Getriebe 26 werden jedoch aus Festigkeitsgründen typischerweise nur für Leistungen kleiner als 100 MW bis 120 MW eingesetzt. Auf der anderen Seite werden die grossen Leistungen pro Gasturbine von über 100 MW und die hohen Wirkungsgrade vor allem mit vergleichsweise langsam rotierenden 1 -Wellen-Maschinen erreicht.
Es ergibt sich dann die in Fig. 1 dargestellte Situation: Oberhalb von etwa 100 MW Nutzleistung gibt es einzelne 1 -Wellen-Gasturbinen, die auf eine feste Drehzahl von entweder 3000 U/min (für 50Hz; GT26) oder 3600 U/min (für 60 Hz; GT24) ausgelegt und optimiert sind (F. Joos et al., Field experience with the sequential combustion System of the GT24/GT26 gas turbine family, ABB Review no.5, p.12- 20 (1998)). Oberhalb von 100 Hz und bei Leistungen unterhalb 100 MW sind durch Konfigurationen mit Nutzturbine oder Getriebe, oder durch Mehrwellen- Gasturbinen nahezu beliebige Wechselspannungsfrequenzen möglich (schraffierter Bereich in Fig. 1 ). Die Leistungen der Gasturbinen über der
Frequenz folgen dabei einer Kurve A, während der Wirkungsgrad η der Kurve B folgt. Grosse Leistungen mit hohen Wirkungsgraden lassen sich also vor allem bei niedrigen Drehzahlen erreichen, wo jedoch nur singuläre Lösungen zur Verfügung stehen.
Um bei den singulären Lösungen die Herstellungskosten zu reduzieren, ist in der US-A-5,520,512 bereits vorgeschlagen worden, bei Gasturbinenanlagen für unterschiedliche Netzfrequenzen zumindest Teile der Turbinen gleich auszubilden. Die starre Kopplung zwischen der Drehzahl der Gasturbine und der Netzfrequenz bleibt dabei jedoch unverändert.
In der US-B2-6,628,005 ist vorgeschlagen worden, eine 1 -Wellenanlage aus Turbine und Generator mit einer vorgegebenen Drehzahl dadurch für unterschiedliche Netzfrequenzen von 50 Hz und 60 Hz einsetzbar zu machen, dass eine Generatorfrequenz zwischen beiden Netzfrequenzen von z.B. 55 Hz gewählt wird, und je nach Netzfrequenz 5 Hz mittels eines Frequenz- Differentiators addiert oder subtrahiert werden. Auch hier bleibt eine starre Kopplung erhalten.
Aus der starren Kopplung zwischen Turbinendrehzahl und Netzfrequenz für existierende Anlagenkonzepte mit existierenden Turbokomponenten resultierten Einschränkungen bei der Optimierung des stationären Betriebes. Ausserdem wird das Transiente Verhalten beeinträchtigt. Beispielsweise kommt es zu Leistungseinbrüchen bei der Turbine, bzw. zu hoher thermischer und mechanischer Belastung bei der dynamischen Regelung zur Netzfrequenzstützung durch Anhebung der Gasturbineneintrittstemperatur. Weiter führen schnelle Transiente zu erhöhten Belastungen.
Auch die Optimierung bei Neuauslegung von Komponenten oder Kraftwerksanlagen ist aufgrund der starren Kopplung zwischen Turbinendrehzahl und Netzfrequenz beschränkt. Insbesondere sind Kraftwerksturbinen durch die vorgegebene Kopplung an die Netzfrequenz in ihrer Leistungsgröße limitiert (siehe Kurve A in Fig.1 ).
Aus der US-A-5,694,026 ist ein 1 -Wellen-Turbinen-Generator-Satz ohne Untersetzungsgetriebe bekannt, bei dem zwischen dem Ausgang des Generators und dem Netz ein statischer Frequenzumrichter angeordnet ist, mit dessen Hilfe die vom Generator erzeugte Wechselspannungs-Frequenz in die Frequenz des Netzes umgesetzt wird. Beim Starten der Gasturbine wird der Generator als Motor benutzt, der aus dem Netz über den statischen Frequenzumrichter mit Energie versorgt wird. Der Umrichter enthält einen aus einer Induktivität gebildeten Gleichstromzwischenkreis.
Aus der US-B2-6,979,914 ist eine Kraftwerksanlage mit einer 1 -Wellen-Anordnung aus Gasturbine und Generator bekannt, bei der ebenfalls ein Umrichter zwischen Generatorausgang und Netz vorgesehen ist, um die vom Generator erzeugte Wechselspannung an die Netzfrequenz anzupassen. Hier ist im Umrichter ein Gleichspannungszwischenkreis angeordnet. Aus dem Artikel von LJ. J Offringa, LJJ. et al. „A 1600 kW IGBT Converter with interphase transformer for high speed gas turbine power plants", Proc. IEEE - IAS Conf. 2000. 4, 8-12 October 2000, Rome, 2000, pp. 2243-2248, ist eine Kraftwerksanlage mit schnell rotierender Gasturbine (18000 U/min) und vergleichsweise kleiner Ausgangsleistung (1600 kW) bekannt, bei der eine Frequenzentkopplung zwischen Generator und Netz durch einen Umrichter mit Gleichspannungszwischenkreis erreicht wird.
In den bekannten Kraftwerksanlagen mit Entkopplung zwischen
Generatorausgang und Netz durch einen Frequenzumrichter mit Gleichstromoder Gleichspannungszwischenkreis ergibt sich der Nachteil, dass die Umrichter nicht unerhebliche Leistungsverluste mit sich bringen, die bei Kraftwerksanlagen mit 1 -Wellen-Turbinenstrang und Leistungen von mehr als 100 MW einen Teil der in diesem Bereich erzielten Wirkungsgradverbesserung wieder zunichte machen.
DARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Es ist Aufgabe der Erfindung, eine Kombikraftwerksanlage zu schaffen, welche die sich durch einen flexiblen Betrieb bei gleichzeitig hohem Wirkungsgrad auszeichnet, sowie ein Verfahren zu deren optimierten Betrieb anzugeben.
Der Grundgedanke der Erfindung liegt darin, den mindestens einen Gasturbinen- Generator-Satz eines Kombikraftwerkes mittels einer elektronischen Vorrichtung frequenzmässig vom Netz zu lösen und die mindestens eine Dampfturbine über einen Generator frequenzmässig am Netz gekoppelt zu betreiben.
Hierdurch lässt sich das Kraftwerk im Auslegungspunkt und Betrieb optimal auf unterschiedliche Randbedingungen einstellen und einregeln, ohne dass der hohe Auslegungswirkungsgrad wesentlich verringert wird. Neben dem stationären Betrieb wird durch das vorgeschlagene Verfahren auch eine Optimierung des Betriebes bei Unter- und Überfrequenzereignissen offenbart.
Bei der Einführung einer Drehzahlregelung zur Optimierung des Kraftwerksbetriebes und zum netzfrequenzunabhängigen Betrieb eines Kraftwerkes scheint es zunächst naheliegend, Dampfturbine und Gasturbine gleichermassen vom elektrischen Netz zu entkoppeln. Bemerkenswert ist, dass die ungleiche Behandlung von Gasturbine und Dampfturbine sowohl gegenüber der herkömmlichen festen Koppelung beider Komponenten an das Netz als auch gegenüber der naheliegenden Entkopplung beider Komponenten vom Netz vorteilhaft ist.
Eine Anlage mit fester Netzkupplung der Dampfturbine und frequenzmässig vom Netz entkuppelter Gasturbine erlaubt sowohl einen flexiblen stationären Betrieb mit hohem Gesamtwirkungsgrad als auch einen flexiblen transienten Betrieb.
Als elektronische Vorrichtung zur Frequenzmässigen Lösung des Gasturbinen- Generatorsatzes vom Netz sind verschiedene Arten von Frequenzumrichtern geeignet.
Matrixumrichter sind beispielsweise eine Art von geeigneten Frequenzumrichtern.
Durch den netzfrequenzunabhängigen Betrieb der Gasturbine ergibt sich mit der Drehzahl ein neuer zusätzlicher Regelparameter für die Optimierung des Kraftwerksbetriebes. Dieser erlaubt unter anderem:
- einen stabilen netzfrequenzunabhängigen Betrieb der Gasturbine,
- eine Netzfrequenz-unabhängige Leistungsregelung der Kraftwerksanlage,
- eine Netzfrequenz-unabhängige Wirkungsgradoptimierung der Kraftwerksanlage, - eine Netzfrequenz- unabhängige Teillastoptimierung der Kraftwerksanlage,
- eine verbesserte Emissionsregelung der Gasturbine. Der netzfrequenzunabhängigen Betrieb der Gasturbine ermöglicht weiter eine bessere Optimierung der Auslegung des Kraftwerkes. Dieser erlaubt beispielsweise:
- Verdichter und Turbinen im Optimalpunkt auszulegen, was bei fester Frequenzkopplung nicht möglich ist,
- ein kostenoptimales der Leistung entsprechendes Design der Gasturbine, was bei einer Beschränkung auf eine feste 50Hz- bzw. 60 Hz-Netzfrequenz durch die vorgegebene Drehzahl und aerodynamische oder mechanische Auslegungsgrenzen nicht möglich ist, - eine bessere Abstimmung von Kompressor und Turbine,
- eine optimal Abstimmung auf variable Umgebungsbedingungen.
Der netzfrequenzunabhängige Betrieb der Gasturbine erlaubt neben der besseren Auslegung durch eine langsame Designdrehzahl oder Designfrequenz auch eine Vergrösserung der Gasturbine. Entsprechend den üblichen Skalierungen zwischen 60 Hz und 50 Hz kann durch eine Reduktion der Designdrehzahl unter 50 Hz die Grosse und Leistung der Gasturbine weiter skaliert werden. Grosse und Leistung sind umgekehrt proportional zum Quadrat der Drehzahl.
Der netzfrequenzunabhängige Betrieb der Gasturbine erlaubt nicht nur die Gasturbine unabhängig von den ambienten Randbedingungen näher an ihrem Optimum zu betreiben, sondern erlaubt es auch, die Variationen von Abgasmassenstrom und Abgastemperatur zu reduzieren. Dass heisst, die Randbedingung für den mindestens einen Kessel und damit für die mindestens eine von diesem Kessel gespiesene Dampfturbine können besser geregelt werden. Aufgrund dieser besseren Regelmöglichkeiten ist das zusätzliche Verbesserungspotential einer Drehzahlregelung der Dampfturbine stark reduziert
Ausserdem ist, verglichen mit der sehr aufwendigen Entwicklung einer Gasturbine, die sich nicht in allen Teilen, wie z.B. den Brennkammern, einfach geometrisch skalieren lässt, die Entwicklung einer Dampfturbine für verschiedene Drehzahlen relativ problemlos und günstig. Eine Gasturbinenentwicklung wird durch eingeschränkte Skalierbarkeit und die hohe Komplexität der Integration, insbesondere der Integration von Verdichter, Brennkammer und Turbine, sehr teuer. Weiter ist das Potential für Einsparungen bei der Fertigung durch eine erhöhte Stückzahl, wenn ein Typ für den 50 Hz und 60 Hz Markt verkauft werden kann, für komplexe Gasturbinen deutlich höher als für Dampfturbinen. Verbesserte Betriebseigenschaften, die Möglichkeit eines besser optimierten Designs und die Einsparungen überwiegen bei der Gasturbinenseite gegenüber den Mehrkosten sowie Leistungs- und Wirkungsgradverlusten, die für die elektronische Entkopplung anfallen. Hingegen sind bei einem einer drehzahlgeregelten Gasturbine nachgeschalteten Wasser- Dampfkreislauf die möglichen
Einsparungen deutlich kleiner und der potentielle zusätzliche Gewinn bei den Betriebseigenschaften und im Design sehr klein. Dabei sind die spezifischen Kosten sowie die relativen Leistungs- und Wirkungsgradverluste, die für die elektronische Entkopplung der Dampfturbine anfallen in der gleichen Grössenordnung, wie für eine Gasturbine. Durch die Verschiebung des Kosten- Nutzenverhältnisses ist in der vorliegenden Erfindung von einer elektronischen Entkopplung der Dampfturbine abgesehen worden und ein Verfahren zum Betrieb eines entsprechenden Kombikraftwerks sowie das zugehörige Kraftwerk vorgeschlagen.
Gemäss einer Ausgestaltung der Erfindung unterscheidet sich die Betriebsfrequenz der Gasturbine deutlich von der Netzfrequenz, wobei insbesondere die Betriebsfrequenz kleiner als die Netzfrequenz ist, und die Netzfrequenz 50 Hz oder 60 Hz beträgt. Bei einer bevorzugten Ausführung beträgt die Netzfrequenz 60 Hz und die Betriebsfrequenz liegt bei 50 Hz.
Die Betriebsfrequenz der Gasturbine kann aber auch grösser sein als die Netzfrequenz, die vorzugsweise 50 Hz oder 60 Hz beträgt. Insbesondere kann die Netzfrequenz 50 Hz betragen und die Betriebsfrequenz bei 60 Hz liegen.
Eine andere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass sie einen Matrixumrichter mit einer Mehrzahl von in einer (m x n)-Matrix angeordneten, steuerbaren bidirektionalen Schaltern umfasst, welche von einem Regler gesteuert m Eingänge wahlweise mit n Ausgängen verbinden, wobei m grösser n ist, und wobei erste Mittel zur Bestimmung der Vorzeichen der Ströme in den Eingängen und zweite Mittel zur Bestimmung der Vorzeichen der Spannungen zwischen den Eingängen vorgesehen sind, und wobei die ersten und zweiten Mittel mit dem Regler in Wirkverbindung stehen. Bidirektionale Schalter können aus einem Bauteil bestehen aber auch aus mehreren Bauteilen aufgebaut sein. Beispielsweise können zwei anti- parallele Thyristoren mit entgegengesetzter Durchschaltrichtung als steuerbare bidirektionale Schalter verwendet werden. Die Mittel zur Bestimmung der Vorzeichen von Strömen und Spannung können beispielsweise Strom- bzw. Spannungsmesser sein. Alternativ sind z. B. auch binäre Geber, die nur das Vorzeichen ausgeben, anwendbar.
Gemäss einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung wird der Frequenzumrichter als ein variables elektronisches Getriebe verwendet. Damit lässt sich eine zuverlässige Drehzahlregelung einer mit dem Netz verbundenen Gasturbine realisieren. Dieses variable elektronische Getriebe lässt sich beispielsweise durch einen Matrixumrichter realisieren.
Die Regelung der Drehzahl erfolgt dadurch, dass die Solldrehzahl an das variable elektronische Getriebe übertragen wird und über den Generator die Drehzahl auf die Gasturbine aufgezwungen wird. Der Generator stützt sich über das variable elektronische Getriebe dabei gegen das im Vergleich zur Gasturbine quasi statische Netz ab und zwingt durch die Regelung des Frequenzverhältnisses zwischen mechanischer Drehzahl und Netzfrequenz der Gasturbine die Solldrehzahl auf.
Gemäss einer Ausgestaltung der Erfindung ist das Übersetzungsverhältnis von Gasturbinendrehzahl zu Netzfrequenz des variablen elektronischen Getriebes kleiner als eins. Insbesondere beträgt es beispielsweise fünf Sechstel. Das Übersetzungsverhältnis von Gasturbinendrehzahl zu Netzfrequenz des variablen elektronischen Getriebes kann aber auch grösser als eins sein. Insbesondere beträgt es beispielsweise sechs Fünftel.
Eine weitere Ausgestaltung erlaubt eine flexible Drehzahlregelung um ein Auslegungsübersetzungsverhältnis.
Die Solldrehzahl der Gasturbine wird abhängig von der Auslegung und den Betriebsbedingungen der Gasturbine bestimmt. Dies kann beispielsweise in der Regelung der Gasturbine erfolgen, von der aus die Solldrehzahl zu dem Regler des variablen Getriebes übertragen wird. Eine Bestimmung der Solldrehzahl ist auch in einem separaten Regler oder einem übergeordneten sogenannten Unit Controller, der die Regelung von Gasturbine und Dampfturbine in einem Kombikraftwerk koordiniert, denkbar.
Durch den mit der Drehzahlregelung deutlich flacheren Verlauf der Gasturbinencharakteristiken und die geringen Änderungen in den Randbedingungen für den Wasser- Dampfkreislauf werden die Charakteristiken des gesamten Kombikraftwerkes deutlich flacher. Dies bedeutet, dass die Leistungs- und Wirkungsgradänderungen des Kraftwerkes bei Abweichungen der Betriebsbedingungen von den Designbedingungen kleiner als bei herkömmlichen Kraftwerken sind. Insbesondere werden Leistungs- und Wirkungsgradreduktionen bei hohen ambienten Temperaturen, die für viele elektrische Netze den kritischen Betriebsfall darstellen und bei denen der für Strom erzielbare Preise typischerweise am höchsten sind, deutlich reduziert.
Eine weitere Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich durch eine Kraftwerksanlage aus, die schon bei ihrer Auslegung auf den Betrieb in mit elektronische vom Netz entkoppelter Gasturbine optimiert ist. Primär kann das Design der Gasturbine für einen von der Netzfrequenz unabhängigen Betrieb optimiert werden. Darüber hinaus kann der Wasser- Dampfkreislauf bei der Kombination mit einer Drehzahlgeregelten Gasturbine entsprechend der oben beschriebenen reduzierten Variationen der Randbedingungen besser auf den Designbetrieb optimiert werden und die im Design zu berücksichtigenden Sicherheitsmargen können reduziert werden. Folglich kann der Designwirkungsgrad und die Designleistung des Wasser- Dampfkreislaufes verbessert werden.
Eine weitere Ausgestaltung mit besonders hohem Wirkungsgrad und niedrigen Emissionswerten zeichnet sich dadurch aus, dass die Gasturbine als Gasturbine mit sequentieller Verbrennung ausgebildet ist.
Gemäss weiterer Ausgestaltungen der Erfindung werden die Möglichkeiten die sich durch die frequenzmässige Lösung der Gasturbine vom Netz nicht nur für den stationären Lastbetrieb genutzt, sondern auch zur Verbesserung des transienten Betriebs. Besondere Vorteile ergeben sich durch die netzfrequenzenabhängige Regelung bei Unter- oder Überfrequenzereignissen.
Durch dieses Konzept werden in den folgenden Punkten Verbesserungen im Betriebsverhalten und Lebensdauerverbrauch der Gasturbine erreicht:
Herkömmlich verliert das Kraftwerk bei Unterfrequenz zunächst Leistung; erst nach Ausgleichen der Minderleistung durch entsprechendes
Nachregeln kann das Kraftwerk aktiv durch Mehrleistung das Netz stützen. Umgekehrt erhöht das Kraftwerk bei Überfrequenz zunächst Leistung, erst nach Ausgleichen der Mehrleistung durch entsprechendes Nachregeln kann das Kraftwerk aktiv durch Leistungsreduktion das Netz stützen. - Diese Verzögerungen entfallen bei dem neuen Konzept und das Kraftwerk kann vom aktuellen Lastpunkt aus sofort auflasten und die Frequenz stützen. Dabei kann entweder die Drehzahl konstant gehalten werden und auf die Abgabe oder Aufnahme dynamischer Leistung aus dem Turbinenstrang der Gasturbine verzichtet werden oder die Drehzahl des Turbinenstranges geregelt variiert werden. Durch die Regelung der
Drehzahl sind die Änderungen der Betriebsbedingungen der Gasturbine kontrolliert und eine Vorsteuerung anderer Regelparameter der Gasturbine ist möglich.
Reduktion der Transienten bei Frequenzschwankungen: o Bei Unterfrequenz wird als erstes der Ansaugmassenstrom reduziert; dies führt (bei im ersten Augenblick konstantem
Brennstoffmassenstrom) zu Überfeuern und in der Regel kurz danach zu einem Unterfeuern durch den Reglereingriff, o Analog gibt es bei Überfrequenz ein Unterfeuern, gefolgt von einem
Überfeuern. o Mit dem neuen netzfrequenzunabhängigen Betriebskonzept werden diese Transienten vermieden oder durch Vorsteuerung entschärft und damit der Lebensdauerverbrauch reduziert und Emissionen, die zwangsweise bei transientem Betrieb jenseits der Designdrehzahl auftreten (NOx bei Überfeuern und CO bei Unterfeuern) vermieden.
Gegenstand der folgenden Ausgestaltungen sind Aspekte im Verfahren zum Betrieb des Kombikraftwerkes, die die Regelung bei kurzzeitigen und bei länger dauernden Unter- oder Überfrequenzereignissen optimieren. Unter kurzzeitigen Netzfrequenzänderungen, werden hier Änderungen der Netzfrequenz, die innerhalb von wenigen Sekunden oder einigen duzend Sekunden entstehen, wie sie zum Beispiel durch den Trip eines Kraftwerkes oder Zuschalten eines grossen Verbrauchers verursacht werden, verstanden. In der Regel versteht man in diesem Zusammenhang unter kurzzeitigen Änderungen Zeiträume wenigen Sekunden bis etwa 30s. Diese können allerdings auch bis zu mehreren Minuten dauern und in Stufen auftreten, wenn zum Beispiel erst ein Kraftwerk ausfällt und mit Verzögerung ein zweites Kraftwerk aufgrund der abgefallenen Netzfrequenz ausfällt. Sie stehen im Gegensatz zu länger dauernden Änderungen der Netzfrequenz, bei denen die Netzfrequenz über einen längeren Zeitraum auf reduzierter Frequenz betrieben wird. In der Regel versteht man unter länger dauernden Änderungen Zeiträume von über 30s. Diese können allerdings auch bis zu mehreren Minuten, in besonderen Fällen sogar bis zu Stunden anhalten. Dabei können kurzzeitige Netzfrequenzänderungen von länger dauernden Änderungen der Netzfrequenz gefolgt werden.
Für länger dauernde Frequenzänderungen stellt sich die Aufgabe Transiente der Gasturbine und einen damit verbundenen Anstieg der Emissionen zu vermeiden, sowie eine erhöhte Lebensdauer der Anlagenkomponenten zu realisieren.
Wesentlich für diesen Teilaspekt des erfindungsgemässen Verfahren ist, dass bei länger dauernden Änderungen der Netzfrequenz die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der Gasturbine konstant gehalten und die Leistung der Gasturbine ohne Verzögerung angepasst wird. Entsprechend werden drehzahlbedingte Änderungen des Abgasmassenstroms vermieden und dem Wasser- Dampfkreislauf zur Verfügung stehende Energie der Abgase ändern sich proportional zur Leistungsanpassung der Gasturbine. Die Dampfturbinenleistung kann damit in erster Näherung konstant gehalten werden bzw. ändert sich proportional zu der Leistungsanpassung der Gasturbine, ohne dass eine Drehzahlregelung der Dampfturbine erforderlich ist.
Für kurzzeitige oder schnelle Frequenzänderungen stellt sich die Aufgabe ein Verfahren zu schaffen, dass eine schnelle Antwort auf Über- oder Unterfrequenz- Ereignisse im Netz ermöglicht und dabei unerwünschte Transienten in der Kraftwerksanlage weitgehend vermeidet oder begrenzt.
Wesentlich für diesen Teilaspekt des erfindungsgemässen Verfahren ist, dass beim Auftreten kurzzeitiger Über- oder Unterfrequenz-Ereignisse im Netz die mechanische Drehzahl der Gasturbine unabhängig von der Netzfrequenz geregelt werden kann. Bei Unterfrequenz des Netzes kann die Drehzahl der Gasturbine stärker oder schwächer abgesenkt werden, als die Netzfrequenz, und bei Überfrequenz des Netzes stärker oder schwächer angehoben werden, als die Netzfrequenz. Hierdurch wird die Frequenzstützung durch Freisetzen bzw.
Aufnehmen von Rotationsenergie aus dem Wellenstrang der Gasturbine erhöht. Gemäss einer Ausgestaltung der Erfindung erfolgt die Drehzahlabsenkung bzw. - Anhebung der Gasturbine geregelt. Da die Drehzahlabsenkung geregelt erfolgt, kann eine geeignete Vorsteuerung die transienten Über- und Unterschwinger in der Heissgastemperatur minimieren.
Nach der Erfindung wird bei einem kurzzeitigen Über- oder Unterfrequenz-Ereignis im Netz nicht die mechanische Drehzahl weitestgehend konstant gehalten, sondern die Anlage wird wie folgt gefahren: i. Bei einem Unterfrequenz-Ereignis wird über die Frequenzumformung der Wellenstrang aus Gasturbine und ersten Generator stärker abgesenkt, als die Netzfrequenz. Durch die stärkere Absenkung der mechanischen Drehzahl wird die Frequenzstützung durch Freisetzen der Rotationsenergie erhöht. Da in diesem Fall die Drehzahlabsenkung geregelt erfolgt, kann eine geeignete Vorsteuerung die transienten Über- und Unterschwinger in der Heissgastemperatur minimieren, ii. Analog kann bei einem Überfrequenz-Ereignis des Netzes die mechanische Drehzahl der Gasturbine stärker erhöht werden, als die Netzfrequenz. Durch die stärkere Erhöhung der mechanischen Drehzahl wird die Frequenzstützung durch Aufnahme von Rotationsenergie im Wellenstrang erhöht. Auch in diesem Fall kann eine geeignete
Vorsteuerung die transienten Über- und Unterschwinger in der Heissgastemperatur minimieren
KURZE ERLÄUTERUNG DER FIGUREN
Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen Fig. 1 in einem Diagramm die Abhängigkeit der möglichen Leistung
(Kurve A) und des Wirkungsgrads (Kurve B) einer Gasturbine von der Betriebsfrequenz;
Fig. 2 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit
Gasturbine und Dampfturbine nach dem Stand der Technik;
Fig. 3 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit
Gasturbine und einem mechanischen Getriebe sowie Dampfturbine nach dem Stand der Technik;
Fig. 4 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit
Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung sowie Dampfturbine gemäss einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
Fig. 5 den beispielhaften inneren Aufbau eines Matrixumrichters, wie er als elektronische Entkopplungsvorrichtung in einer Anlage nach Fig. 4 zum Einsatz kommen kann;
Fig. 6 eine zu Fig. 4 vergleichbare Anlage mit verschiedenen
Möglichkeiten der Regelung nach der Erfindung;
Fig. 7 die Abhängigkeit eines unteren Drehzahllimits von der Kompressoreinlasstemperatur.
Fig. 8 den Verdichterwirkungsgrad in Abhängigkeit von der aerodynamischen Drehzahl;
Fig. 9 die Regelung der aerodynamischen Drehzahl n* und der mechanischen Drehzahl nmθCh über die Verdichtereintrittstemperatur T«i ; Fig. 10 den Verlauf des normierten Kühlluftdruckverhältnisses πCOOι und des normierten Kühlluftmassenstromes mCOoi über Verdichtereintrittstemperatur Tk1 für ein Kühlluftsystem der Gasturbine;
Fig. 1 1 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses bei fester Kupplung nach Stand der Technik;
Fig. 12 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses mit elektronischer Entkupplung;
Fig. 13 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses mit elektronischer Entkupplung und antizipiertem Unterfrequenzereignis;
Fig. 14 den Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und
Änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis;
Fig. 15 den Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und
Änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein antizipiertes kurzzeitiges Unterfrequenzereignis;
Fig. 16 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis bei fester Kupplung;
Fig. 16a den zeitlichen Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer
Leistung bei einem kurzzeitigen Unterfrequenzereignis und fester Kupplung; Fig. 16b den zeitlichen Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer
Leistung bei einem kurzzeitigen Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und geregeltem Drehzahlgradienten;
Fig. 17 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis mit elektronischer
Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl; und
Fig. 18 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis mit elektronischer
Entkupplung und antizipiertem Unterfrequenzereignis.
WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
In Fig. 4 ist in einem stark vereinfachten Schaltbild eines Kombikraftwerks mit Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung sowie einer Dampfturbine gemäss einem Ausführungsbeispiel der Erfindung wiedergegeben. Die Kraftwerksanlage 10 umfasst eine Gasturbine 12 mit einem Verdichter 13 und sequentieller Verbrennung, bei der eine erste Brennkammer 15 mit einem ersten Brennstoff über eine erste Brennstoffzufuhr 17 Heissgas erzeugt, dass in einer ersten Turbine 14a entspannt wird, dann in eine zweite Brennkammer 15' geleitet wird, wo es mit einem zweiten Brennstoff über eine zweite Brennstoffzufuhr 17' eine zweite Erhöhung der Temperatur des Heissgases bewirkt, das dann in der zweiten Turbine 14b entspannt wird. Anstelle der im Hinblick auf den Wirkungsgrad besonders günstigen sequentiellen Verbrennung kann aber auch eine einstufige Verbrennung vorgesehen werden. Die übrigen Teile der Kraftwerksanlage 10 entsprechen den Teilen mit gleichem Bezugszeichen in den Fig. 2 oder 3.
Der erste Generator 18 ist direkt an die Welle 19 der Gasturbine 12 angekuppelt. Damit dreht der erste Generator 18 mit derselben Drehzahl wie die Gasturbine 12. Zwischen dem Ausgang des ersten Generators 18 und dem Netz 21 ist nunmehr jedoch eine elektronische Entkopplungsvorrichtung oder ein variables elektronisches Getriebe 27 angeordnet, die eine Entkopplung der im ersten Generator 18 erzeugten Betriebsfrequenz bzw. der Drehzahl der Gasturbine 12 von der vorgegebenen Netzfrequenz des Netzes bewirkt und eine Regelung der mechanischen Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 erlaubt.
Das beim Austritt aus der Gasturbine noch relativ heisse Abgas wird durch einen nachfolgenden Abhitzedampferzeuger 23 geleitet, um in einem separaten Wasser- Dampf-Kreislauf 25 Dampf für den Betrieb einer Dampfturbine 24 zu erzeugen. Der zweite Generator 8 ist mechanisch direkt an die Welle 19 der Dampfturbine 24 angekuppelt und elektrisch direkt mit der Netzfrequenz gekuppelt. Kondensator, Speisewasserpumpe und weitere Systeme des Wasser- Dampfkreislaufes 25 sind zur Vereinfachung der Darstellung nicht gezeigt.
Die elektronische Entkopplungsvorrichtung oder das variable elektronische Getriebe 27 ist - um die Verlustleistung zu begrenzen - vorzugsweise als Matrixumrichter ohne Gleichstromzwischenkreis ausgebildet. Ein solcher Matrixumrichter, der aufgrund seiner Ansteuerung besonders verlustarm arbeitet, ist in der EP-A2-1 199 794 im Aufbau und in der Wirkungsweise beschrieben worden. Weitere Ausführungen zu einem solchen Matrixumrichter sind in der EP- AI -1 561 273, in der DE-A1 -10 2004 016 453, der DE-A1 -10 2004 016 463 und der DE-A1 -10 2004 016 464 gemacht worden. In Fig. 5 ist das Prinzipschaltbild eines Matrixumrichters mit 6 Eingangsphasen und 3 Ausgangsphasen dargestellt. Der Matrixumrichter (27) verbindet in einer zeitlichen Abfolge 6 Phasen G1 ,..,G6 eines ersten Generators 18 als Quelle mit 3 Phasen L1 ,..,L3 einer Last 30. Der dazu benötigte Leistungsteil 29 umfasst 18 bidirektionale Schalter 32 in Form von antiparallel geschalteten Thyristoren (im allgemeinen Fall gibt es m x n Schalter für m Eingangs/Quellen-Phasen und n Ausgangs/Last-Phasen). Die Schalter 32 sind in einer (6 x 3)-Matrix angeordnet. Für die Ansteuerung der Schalter 32 ist eine Steuerung oder ein Regler 31 vorgesehen, der von einem Taktgeber 28 Zeitsignale (eine Taktfrequenz) erhält. Der Schaltzustand der Schalter 32 (EIN, AUS) wird überwacht und jeweils über eine erste Signalleitung 36 an den Regler 31 gemeldet. Die Schalter 32 werden von dem Regler 31 jeweils über eine Steuerleitung 35 angesteuert.
In den einzelnen Phasen G1 ,..,G6 des ersten Generators 18 ist jeweils eine Strommesseinrichtung 34 angeordnet, die das Vorzeichen des Phasenstromes über eine zweite Signalleitung 37 an den Regler 31 meldet. Weiterhin sind zwischen den Phasen G1 ,..,G6 des ersten Generators 18 Spannungsmesseinrichtungen 33 angeordnet, die das Vorzeichen der jeweiligen Phasendifferenzspannung über eine dritte Signalleitung 38 an den Regler 31 melden. Zu den Einzelheiten des Betriebsablaufs des Matrixumrichters wird auf die o.g. Druckschriften verwiesen.
Alternativ zu der reinen Frequenzentkopplung zwischen dem Ausgang des ersten Generators 18 und dem Netz 21 kann die Entkopplungsvorrichtung 27 als ein variables elektronisches Getriebe 27 ausgeführt sein, das der Gasturbine über den ersten Generator 18 geregelt eine Betriebsfrequenz bzw. Drehzahl nmθCh aufzwingt, die unabhängig von der Netzfrequenz F ist. Das Übersetzungsverhältnis X des variablen elektronischen Getriebes 27 wird abhängig von der Solldrehzahl 51 und der tatsächlichen Netzfrequenz F bestimmt.
Mit dem variablen elektronischen Getriebe oder der Entkopplungsvorrichtung 27, insbesondere in Form eines Matrixumrichters der beschriebenen Art, ergeben sich die folgenden Vorteile:
Bei starrer Frequenzkupplung ist ein Betrieb der Gasturbine nur bis zu Frequenzabweichungen von 5-6% der Netzfrequenz möglich. Diese
Einschränkung entfällt praktisch.
Eine Stützung der Netzfrequenz des Netzes wird in einem weiten Netzfrequenzbereich möglich. Während bei starrer Frequenzkopplung eine Netzfrequenzstützung im Bereich von 5-6% der Netzfrequenz erzielt werden kann, lässt sich durch die elektronische Entkopplung oder
Regelung des Frequenzverhältnisses des elektronischen variablen Getriebes eine Stützung im Bereich von deutlich mehr als 10% erreichen. - Eine Anpassung der Betriebsoptima (Leistung, Wirkungsgrad) in Abhängigkeit von den Umgebungsbedingungen (z.B. der Eintrittstemperatur) ist möglich.
Die Leistung kann erhöht werden. - Der Wirkungsgrad kann verbessert werden
Die Flexibilität bei Lastschwankungen und die Lebensdauer der Turbine können verbessert werden. Die Turbine kann weiter drehzahlkonstant laufen. Bisher auftretende zusätzliche thermische oder mechanische Belastungen, welche durch Maßnahmen zur Drehzahlstützung notwendig waren, entfallen oder werden reduziert.
Die Emissionswerte können verbessert werden. Der zusätzliche Freiheitsgrad einer variablen Drehzahl erlaubt eine gewünschte Leistung bei einer höheren oder niedrigeren Drehzahl anzufahren. Damit verbunden sind, im Fall einer Gasturbine als Antrieb, niedrigere oder höhere Turbineneintritts-Temperaturen mit dem Effekt der Beeinflussung der
Emissionen von CO2 und NOx. Insbesondere können erhöhte Emissionen im Fall der Frequenzstützung vermieden werden.
- Eine Frequenzentkopplung oder variable Frequenzverhältnisse erlauben den Bau von Kraftwerken, bei denen die Baugrösse für eine gewünschte Leistung minimiert werden kann, und zwar durch den zusätzlichen
Freiheitsgrad, dass die Drehzahl netzfrequenzunabhängig eingestellt werden kann. (z.B. baut eine Turbine mit 3300 U/min deutlich kleiner als eine Turbine mit 3000 U/min). Dadurch lassen sich auch die Baukosten reduzieren. - Eine Frequenzentkopplung oder variable Frequenzverhältnisse erlauben den Bau von Kraftwerken in Leistungsbereichen, welche mit vergleichbarer Antriebstechnologie bisher nicht erreicht werden können (z.B. ist bei einer Turbine mit 2400 U/min ein Leistungszuwachs gegenüber einer existierenden Turbine mit 3000 U/min von ca. 60% möglich).
Der Betrieb einer Gasturbine unabhängig von der Netzfrequenz bzw. Betriebsfrequenz des Verbrauchers ermöglicht die Optimierung des Designs weiter, da in herkömmlichen Gasturbinendesigns erhebliche Margen für den Off- Designbetrieb erforderlich sind. Die Hauptvorteile sind:
Durch eine reduzierte mechanische Drehzahl nmθCh bei tiefen ambienten Temperaturen Tamb ergibt sich ein niedriger Verdichterenddruck bei optimalem Komponentenwirkungsgrad und keine Verschiebung des
Druckverlaufes (Druckverhältnisse) in Verdichter und Turbine: o Die Gehäuseauslegung, der Kühlluftkühler und die externen
Leitungen werden mit reduzierten Margen für extreme Tamb optimiert. o Der maximale Brennstoffdruck wird reduziert. Entsprechend reduzieren sich die Designmargen für das Brennstoffverteilsystem
FDS (Fuel Distribution System) und die Anforderungen an einen Verdichter für gasförmigen Brennstoff.
- Aus einer konstanten reduzierten Drehzahl folgen gleiche Geschwindigkeitsdreiecke an Verdichter- und Turbinenaustritt (bei Grundlast). Daraus resultieren besser auf Design optimierte Diffusoren.
Es gibt keine Verschiebung des Druckaufbaus im Verdichter. Die Druckverhältnisse für die Kühlluftversorgung sind nicht mehr (oder in geringerem Masse) von der Umgebungstemperatur Tamb abhängig. Es müssen keine oder reduzierte Margen in den Kühlluftdruckverhältnissen für Variationen im Tamb in das Kühlluftsystem eingebaut werden. Entsprechend kann auf Designbedingung optimiert werden, so dass sich ein besserer Wirkungsgrad und eine höhere Leistung der Gasturbine ergibt: o Dies verbessert zusätzlich die Korrekturkurve über Tamb; insbesondere bei hohem Tamb wird nicht unnötig viel Kühlluft verbraucht.
- Es ergibt sich eine kleinere Variation des Axialschubes über Tamb. Es reicht ein kleineres Axiallager aus. Dies führt zu Kostenersparnis und ausserdem geringerer Verlustleistung des Lagers (kleineres Schmierölsystem). Auch hieraus ergibt sich eine Verbesserung von Leistung und Wirkungsgrad.
Die vorrangige Möglichkeit, gemäss der Erfindung einen Turbinenstrang - Turbine und Generator - innerhalb einer Kraftwerksanlage unabhängig von der Netzfrequenz stabil bei einer gewünschten Drehzahl betreiben zu können, unterstützt die Stabilisierung von Stromnetzen. Bei Frequenzeinbrüchen muss das Kraftwerk in der Lage sein, die bei normaler Netzfrequenz abgegebene Leistung zu halten, Idealerweise sogar eine erhöhte Leistung an das Stromnetz abzugeben, Bisherige Kraftwerkssysteme können dies nur in einem begrenzten Mass sicherstellen. Die Netzfrequenzabsenkung spürt ein fest mit der Netzfrequenz gekoppeltes System als unerwünschte Drehzahlabsenkung auf der Turbine und dem Generator. Nach einer kurzen Phase, während derer aus dem Gasturbinen- Generator-Wellenstrang durch die Drehzahlverzögerung kinetische Energie in das Netz gespeist wird, sinkt die abgegebene Leistung. Ein Gasturbinensystem reagiert in diesem Fall mit einem reduzierten Ansaugmassenstrom und deutlich erhöhter Brennstoffzufuhr, was zu einer erhöhten Heissgas-Temperatur innerhalb der Turbine führt. Diese wiederum reduziert erheblich die Lebensdauer der Turbine, was die Betriebskosten der Anlage steigert. Der Schadstoffausstoss in Form von NOx erhöht sich in dieser Betriebsphase ebenfalls deutlich. Somit sind bereits zwei Grenzen definiert, die eine Leistungserhöhung bei Netzfrequenzabfall stark einschränken - Lebensdauer und Emissionen. Als dritter Aspekt spielt die mechanische und aerodynamische Verträglichkeit eine Rolle. Starke Frequenzabfälle über 6% führen zum Abschalten von Kraftwerksanlagen, da diese mechanisch nicht in der Lage sind, mit entsprechend reduzierten Drehzahlen betrieben werden zu können. Bei tiefer aerodynamischer Drehzahl 1 mech wird der Betrieb ferner durch die Pumpgrenze des Kompressors eingeschränkt (siehe Fig. 7; C = mechanisches Drehzahllimit, D = Lastabwurf und E = Kompressorpumpschutz).
Im Falle eines Netzfrequenz-entkoppelten Systems oder eines Systems mit regelbarem Frequenzverhältnis entfallen alle oben geschilderten Nachteile. Es gibt keine Einschränkung bezüglich minimal zulässiger Netzfrequenzen, da der Turbinenstrang nicht der Netzfrequenz folgen muss. Demzufolge treten auch keine Schadstofferhöhungen und Einbussen bei der Lebensdauer auf. Neben der Netzstabilisierung erlaubt ein derartiges Kraftwerkssystem auch die Leistungs- oder Wirkungsgradoptimierung jedes Betriebspunkts, insbesondere auch bei Teillastbetriebspunkten. Durch eine betriebspunktabhängige geeignete Drehzahlregelung, im Rahmen der zulässigen mechanischen Grenzen, erreicht man entweder eine Emissions- und Brennstoffersparnis durch die Steigerung des Turbinenwirkungsgrades oder alternativ eine Leistungssteigung, welche die Flexibilität eines Kraftwerks in Bezug auf die Abdeckung von Spitzenlasten steigert.
Ein weiterer positiver Aspekt eines Netzfrequenz-unabhängigen Kraftwerksystems ist die bessere Anpassungsfähigkeit einer Anlage an unterschiedliche Standortbedingungen. Die bereits erwähnte Netzstabilität ist ein wesentlicher Aspekt, der entscheidend vom Standort abhängt. Daneben sind es vor allem unterschiedliche Umgebungsbedingungen, wie Aussentemperaturen, Luftdruck, insbesondere der durch die Aufstellungshöhe bedingte Luftdruck, Luftfeuchtigkeit, auch Brennstoffzusammensetzung, welche den Betriebzustand eines Kraftwerks beeinflussen. Der zusätzliche Freiheitsgrad der unabhängigen Drehzahlregelung erlaubt es entsprechend den aktuellen Umgebungsbedingungen jeweils optimierte Betriebsbedingungen zu erzeugen. Dabei sind Wirkungsgradverbesserungen oder auch Leistungssteigerungen möglich.
Beispielsweise kann vereinfachend die mechanische Drehzahl umgekehrt proportional zur Verdichtereintrittstemperatur geregelt werden, um die aerodynamische Drehzahl der Gasturbine konstant zu halten. Ausgehend von einer Referenzdrehzahl wird proportional zur Wurzel der Verdichtereintrittstemperatur die Solldrehzahl der Gasturbine geregelt
Weiterhin kann beispielsweise eine Korrektur der Referenzdrehzahl abhängig vom verwendeten Brenngas vorteilhaft sein. Ausgehend von einem Gasturbinendesign, beispielsweise für ISO Methan, wird mit abnehmendem spezifischem Heizwert des Brenngases der Brenngasvolumenstrom zunehmen und damit der Brennkammerdruck und Verdichterenddruck steigen. Um dies zu kompensieren wird eine Reduktion der Referenzdrehzahl umgekehrt proportional zum Heizwert des Brenngases vorgeschlagen. Dies wird beispielsweise bei der Verbrennung von Synthesegasen relevant.
Das Wirkungsgradverbesserungspotential dieser neuen Technologie in Bezug auf einen Stromproduktionsstandort kann bei einer typischen Anwendung in der Grössenordnung von 3% (multiplikativ) bei der Turbine liegen.
Leistungserhöhungen von deutlich mehr als 10% bezogen auf einen Stromproduktionsstandort sind denkbar. Netzfrequenzeinschränkungen werden unerheblich.
Alle oben aufgeführten Aspekte können bereits für bestehende Turbinen umgesetzt werden. Darüber hinaus eröffnen sich verschiedene Möglichkeiten, wie Gasturbinen optimiert werden können, sofern die Drehzahl der Gasturbine unlimitiert durch die Netzfrequenz ist.
Die Turbokomponenten, Verdichter und Turbine können mit neuen
Randbedingungen ausgelegt werden. Bisher ist es auch bei stationären Gasturbinen nötig, ausgehend von Designbedingungen einen minimalen Arbeitsbereich von ca. +/-10% reduzierter Drehzahl als Sicherheitsfenster zu berücksichtigen. Damit wird sichergestellt, dass die Gasturbine sowohl mechanische Drehzahlschwankungen, die durch Netzfrequenzschwankungen bedingt sind, als auch Änderungen der Eintrittstemperatur, welche im Verhältnis 1/(Tk-ι)1/2 in die reduzierte Drehzahl eingehen, ertragen kann. Als Designbedingungen werden typischerweise ISO-Bedingungen, d.h. Umgebungsbedingungen mit 15°C, 60% relative Luftfeuchte und 1013 mbar, gewählt. Schränkt man durch ein optimiertes Fahrkonzept den benötigten reduzierten Drehzahlbereich ein, kann durch eine Neuauslegung der Verdichter- und Turbinenbeschaufelung sowohl ein Wirkungsgrad- als auch ein Leistungsgewinn erreicht werden.
In einem herkömmlichen Kombikraftwerk variiert der Abgasmassenstrom bei Volllast je nach Verdichtercharakteristiken und ambienten Randbedingungen stark. Ist beispielsweise die Kompressoreintrittstemperatur am kältesten Tag für den ein uneingeschränkter Betrieb gewährleistet werden muss 30 K tiefer als für den Auslegungspunkt des Kraftwerkes, so ist bei Volllast für diesen kältesten Tag mit einem um etwa 10% gegenüber dem Volllastauslegungspunkt erhöhten Abgasmassenstrom zu rechnen und der Wasser- Dampfkreislauf entsprechend auszulegen. Als Konsequenz des eingeschränkten reduzierten Drehzahlbereichs, in dem die Gasturbine nach den oben beschrieben Verfahren betrieben wird, können Variationen im Volllastabgasmassenstrom um bis zu einer Dimension reduziert werden oder ganz vermieden werden. Je nach Design der Gasturbine können der Drehzahlregelung der Gasturbine durch Limite in der mechanischen Drehzahl Grenzen gesetzt sein. Entsprechend können dann Variationen im Abgasmassenstrom nicht vermieden werden und beispielsweise ist eine Auslegung des Wasserdampfkreislaufes für Variationen im Abgasmassenstrom von plus/ minus 5% erforderlich.
Eine weitere Alternative, die Flexibilität gegenüber der Netzfrequenz zu nutzen, liegt in der Möglichkeit, Gasturbinen und Generatoren in Drehzahlbereichen zu entwickeln, welche bislang nicht realisierbar waren. So können durch Absenken der Drehzahl gegenüber der Netzfrequenz, z.B. auf 45Hz, grossere Kraftwerkseinheiten realisiert werden.
In dem Drehzahlbereich, wo Gasturbinen nicht mehr mit Getrieben ausgestattet werden können, der aber noch über der Netzfrequenz liegt, ergibt sich die Möglichkeit, kompaktere und damit kostengünstigere Gasturbinen zu bauen, sofern die Leistung unter der Grenzleistung bei der gegebenen Netzfrequenz liegt. Der Generator hat ebenfalls den Vorteil, durch höhere Drehzahl kompakter gebaut werden zu können. Als weitere Option im Bereich heutiger Turbinen mit Getrieben ergibt sich die Möglichkeit, auf das Getriebe zu verzichten und den Generator für die Turbinendrehzahl auszulegen. Der Generator wird auch in diesem Fall kleiner und günstiger.
In Fig. 6 ist ein vereinfachtes Schema eines Kombikraftwerkes Kraftwerksanlage 10 wiedergegeben, das für ein Betriebsverfahren gemäss der Erfindung ausgelegt ist. Der Turbinenstrang 1 1 mit der Gasturbine 12 und dem ersten Generator 18 sowie der Wellenstrang 60 der Dampfturbine 24 entsprechen denen in Fig. 4. Dies gilt auch für das variable elektronische Getriebe oder die elektronische Entkopplungsvorrichtung 27 und das angeschlossene Netz 21. Das Netz 21 kann ein allgemeines Versorgungsnetz, aber auch ein Bahnstromnetz sein. Anstelle des Netzes 21 kann auch ein Verbraucher, z.B. ein industrieller Antrieb oder ein Verdichter für eine Erdgasverflüssigungsanlage angeschlossen sein. Das Netz 21 oder der Verbraucher an den der zweite Generator 8 der Dampfturbine 24 angeschlossen ist, kann ein anderes Netz 21 oder ein anderer Verbraucher sein, als das, an den der erste Generator 18 der Gasturbine 12 angeschlossen ist. Auf die Darstellung von Kondensator, Speisewasserpumpen und weiteren Systemen des Wasser- Dampfkreislaufes 25 ist hier aus Platzgründen verzichtet worden.
Zur Steuerung oder Regelung der Gasturbine 12 dienen mindestens eine Reihe verstellbarer Verdichterleitschaufeln 42 am Eingang des Verdichters 13 sowie Regelventile 40 und 41 in der Brennstoffzufuhr 17 bzw. 17' zu den Brennkammern 15, 15'. Die entsprechenden Steuersignale kommen aus einer Steuerung oder Regelung 39 nach Massgabe bestimmter Eingangsparameter, die einzeln oder in wählbarer Kombination verwendet werden können. Ein möglicher Parameter ist die Verdichtereintrittstemperatur, die mit einem am Lufteinlass 16 angeordneten ersten Messwertaufnehmer 43 gemessen wird. Andere mögliche Parameter sind die Verdichterendtemperatur und der Verdichterenddruck, die mit einem zweiten und dritten Messwertaufnehmer 44 bzw. 45 am Ausgang des Verdichters gemessen werden. Ein weiterer Messwertaufnehmer 46, der an einer Kühlluftversorgung 50 vom Verdichter 13 zu thermisch belasteten Bauteilen der Gasturbine 12, z.B. in den beiden Turbinen 14a und 14b, angeordnet ist, misst den Druck und/oder die Temperatur und/oder die Durchflussmenge der Kühlluft. Ein weiterer Messwertaufnehmer 47 kann an der zweiten Brennkammer 15' angeordnet sein, um den Druck in dieser Brennkammer zu messen. Die
Austrittstemperaturen der ersten und zweiten Turbine 14a, 14b kann über die Messwertaufnehmer 52a,b gemessen werden. Die Drehzahl der Gasturbine 12 kann beispielsweise am ersten Generator 18 abgenommen und über eine Messleitung 48 in die Regelung 39 eingegeben werden. Für die Messung der Netzfrequenz im Netz 21 kann ein Netzfrequenzaufnehmer 49 vorgesehen werden. Schliesslich kann in die Regelung 39 ein Wert für eine Zielleistung ZL eingegeben werden.
Die Regelung 39 regelt bei elektronischer Entkopplung vom Netz die aerodynamische oder mechanische Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 und des ersten Generators 18 nach einem oder mehreren dieser Parameter, ohne dass die Drehzahl von der Netzfrequenz F des Netzes 21 beeinflusst wird.
Die Regelung der Drehzahl kann alternativ beispielsweise auch dadurch erfolgen, dass die in der Regelung 39 der Gasturbine berechnete Solldrehzahl 51 an den Regler 31 des variablen elektronischen Getriebe 27 übertragen wird und die Solldrehzahl 51 über den Generator auf die Gasturbine 12 aufgezwungen wird. Der erste Generator 18 stützt sich dabei über das variable elektronische Getriebe 27 gegen das im Vergleich zur Gasturbine 12 quasi statische Netz 21 ab und zwingt durch die Regelung des Frequenzverhältnisses zwischen Netz F und mechanischer Drehzahl nmθCh der Gasturbine die Solldrehzahl 51 auf. Quasi statisches Netz 21 bedeutet in diesem Zusammenhang, dass Änderungen der Netzfrequenz F infolge einer Änderungen der Drehzahl nmθCh oder der von der betreffenden Gasturbine 12 an das Netz 21 abgegeben Leistung sehr klein sind und bei dem Regelvorgang vernachlässigbar sind bzw. leicht kompensiert werden können. Dies heisst insbesondere das bei einer Anpassung der aufgezwungenen Gasturbinedrehzahl eine eventuell resultierende Änderung der Netzfrequenz F eine Grössenordnung kleiner ist. In der Regel wird die resultierende Änderung der Netzfrequenz F im Rauschen des Netzes nicht oder nur schwer messbar sein.
Der Wasser-Dampfkreislauf 25 wird in diesem Beispiel durch einen Wasser- Dampfkreislauf Regler 55 geregelt. Dieser erhält, genauso, wie die Regelung 39 der Gasturbine 12 seine Regelsignale von dem Unit Controller 56 und ist mit diesem über die Signalleitungen 58 im Signalaustausch. Der Wasser- Dampfkreislauf Regler 55 bekommt über die Signalleitungen 57 alle zur Regelung des Kessels 23 erforderlichen Betriebszustände, wie Temperaturen, Massenströme bzw. Stellungen von Ventilen und Drücke des Kessels übertragen und schickt über Leitungen 57 die Regelsignale an den Kessel 23. Als weitere Eingabegrösse kann die Austrittstemperatur 52b der Gasturbine 14b direkt an den Wasser- Dampfkreislauf Regler 55 übertragen werden. Basierend auf den Betriebszuständen der Dampfturbine 24, für die hier repräsentativ der Dampfzustand, d.h. Temperatur und Druck, vor und nach der Dampfturbine 24 über die Messwertaufnehmer 53 und 54 dargestellt ist sowie ihrer Drehzahl 48, wird diese von dem Wasser- Dampfkreislauf Regler 55 geregelt. Die Regelsignale werden über die Signalleitungen 57 ausgetauscht.
In der Praxis wird der Wasser- Dampfkreislauf meist nicht durch einen Wasser- Dampfkreislauf Regler 55 geregelt, sondern über eine Reihe von Reglern die mit dem Unit Controller 56 kommunizieren. Dies wären Beispielsweise ein Regler für die Dampfturbine, ein Regler für den Kessel oder ein Regler für die Hilfssysteme, wie Kondensator und Speisewasserpumpen.
Fig. 7 zeigt vereinfacht die herkömmlich zu beachtende normalisierte Mindestdrehzahl einer Gasturbine 12 über die Kompressoreintrittstemperatur Tk1, gegen dessen Unterschreitung die Gasturbine 12 durch einen Lastabwurf D geschützt ist. Sie setzt sich aus einem mechanischen Drehzahllimit C und einem Kompressorpumpschutz E zusammen. Eine weitere Verbesserung der Flexibilität und des Betriebsbereiches einer Gasturbine lässt sich im Rahmen der Erfindung dadurch erreichen, dass der absolute Drehzahlbereich in dem die Gasturbine 12 stationär am Netz 21 betrieben werden kann zu tiefen Drehzahlen nmθCh deutlich erweitert werden kann. Für den stationären Betrieb ist bei herkömmlichen Gasturbinen 12 die mechanische Drehzahl nmθCh nach unten durch die Anregung von Eigenfrequenzen beschränkt. Dieses können beispielsweise Eigenfrequenzen von Schaufeln sein. Drehzahlbereiche, in denen Eigenfrequenzen angeregt werden, können nur transient durchfahren werden. Dies geschieht beim Hochfahren oder Abstellen der Gasturbine 12, solange diese nicht mit dem Netz 21 synchronisiert ist. Um
Drehzahlen nmθCh, die zur Anregung von Eigenfrequenzen führen können, liegt ein Sperrbereich, in dem die Gasturbine 12 nicht stationär betrieben werden kann. Der oberste Sperrbereich unterhalb der Betriebsfrequenz der Gasturbine 12 begründet herkömmlich das mechanische Drehzahllimit C. Die vorgeschlagene, von der Netzfrequenz gelöste Regelung der Gasturbinendrehzahl erlaubt es, auch während der Leistungsabgabe der Gasturbine an das Netz transient durch Sperrbereiche zu fahren und die Gasturbine bei einer Drehzahl nmθCh unterhalb eines Sperrbereiches zu betreiben. Bei dem Betrieb mit einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung oder einem variablen elektronischen Getriebe 27 ist zu beachten, dass von der elektronischen Vorrichtung bei bestimmten Frequenzen über den ersten Generator 18 Anregungen auf den Wellenstrang ausgeübt werden können. Falls diese zu kritischen Eigenschwingungen in der Welle 19, Schaufeln oder anderen Komponenten des Wellenstranges führen, sind auch diese Frequenzen zu vermeiden. Die Sperrbereiche können in die Regelung der Gasturbine 39 mit aufgenommen werden. Da diese Anregungen von der elektronischen Vorrichtung abhängen, sind in einer Ausführung die Sperrbereiche in dem Regler 31 des variablen elektronischen Getriebes 27 gespeichert. Wenn die Solldrehzahl 51 in einen solchen Sperrbereich fällt, wird diese im Regler 31 auf den nächst höheren oder nächst kleineren Wert unter, bzw. oberhalb des Sperrbereiches korrigiert und entsprechend des korrigierten Wertes das variable elektronische Getriebe geregelt. Die zu beachtenden Drehzahllimite, wie sie am Beispiel des Lastabwurfes als Kompressorpumpschutz E bei Unterdrehzahl in Fig. 7 vereinfacht dargestellt sind, sind ein Kompromiss aus zwei gegensätzlichen Vorderrungen: Zum einen soll der Betriebsbereich der Gasturbine 12 möglichst wenig eingeschränkt werden, zum anderen soll der Kompressor 13 möglichst nahe der Pumpgrenze gefahren werden, weil dort sein Wirkungsgrad am höchsten ist. Der Einfluss des Abstandes Δn zur Pumpgrenze ns auf den während des Betriebs realisierten Verdichterwirkungsgrad η∞mp ist in Fig. 8 schematisch dargestellt. Der höchste Verdichterwirkungsgrad ηopt wird bei einer optimalen aerodynamischen Drehzahl nopt leicht oberhalb der Pumpgrenze ns erreicht. Bei dieser Drehzahl wird eine herkömmliche Gasturbine 12 bei Auslegungsbedingungen nicht betrieben, da der Abstand ΔnmθCh zur Pumpgrenze ns eingehalten werden muss. Dies führt zu einem tieferen Verdichterdesignwirkungsgrad ηComPd bei der Designdrehzahl nd.
Bei einer Neuauslegung für eine Gasturbine 12 mit regelbarer Drehzahl kann der Verdichter 13 mit kleinerem Abstande Δn zur Pumpgrenze ns optimiert werden und für den Betrieb näher an oder bei der optimalen Drehzahl nopt ausgelegt werden, da Änderungen der aerodynamischen Drehzahl n* infolge von Änderungen der Verdichtereintrittstemperatur T«i durch Regelung der mechanischen Drehzahl nmθCh ausgeglichen werdend können. Ausserdem kann die Marge für Änderungen der Netzfrequenz F reduziert werden oder ganz fallen gelassen werden. Damit wird der Wirkungsgrad des Kompressors 13 und schliesslich des gesamten Kraftwerkes verbessert.
Eine Regelung 39, in der die mechanische Drehzahl nmθCh als Funktion der Verdichtereintrittstemperatur TKi geregelt wird, ist in Fig. 9 gezeigt. Die mechanische Drehzahl nmθCh wird proportional zur Verdichtereintrittstemperatur TKi angehoben, um die aerodynamische Drehzahl
n* = nmech konstant zu halten. Es ist weiter denkbar, dass die mechanische Drehzahl nmθCh auf einen konstanten Wert geregelt wird oder nachgeregelt wird, sobald mechanische oder andere Grenzwerte wie z.B. Drücke oder Temperaturen erreicht werden. Konkret wird ausgehend von der Designtemperatur Tκ-id, bei der mit einer mechanischen Drehzahl nmθCh die optimale aerodynamische Drehzahl nopt erreicht ist, die mechanische Drehzahl nmθCh mit steigender Verdichtereintrittstemperatur Tk1 angehoben, bis das obere Limit in der mechanischen Drehzahl nmax erreicht wird. Analog wird mit sinkender Verdichtereintrittstemperatur Tk1 die mechanische Drehzahl nmθCh reduziert, bis das untere Limit in der mechanischen Drehzahl nmm erreicht wird. Ab Erreichen der mechanischen Limite wird in diesem Beispiel die mechanische Drehzahl nmθCh konstant gehalten.
Die Entrittstemperaturen oder Heissgastemperaturen der Turbinen 14 a, b können unabhängig von der Verdichtereintrittstemperatur Tk1 und der Drehzahl geregelt werden. Sie wird beispielsweise auf einen konstanten Wert geregelt. In diesem Fall führt eine Regelung der mechanischen Drehzahl, mit der die aerodynamische Drehzahl n* des Kompressors konstant gehalten wird dazu, dass sich die aerodynamische Drehzahl der Turbinen 14 a, b proportional zur mechanischen Drehzahl ändert. Dies führt weiter dazu, dass sich die Betriebspunkt der Turbine 14 a, b verschieben und sich ihre Wirkungsgrade ändern. Mit den Wirkungsgraden ändern sich die Turbinenleistungen und die Turbinenaustrittstemperaturen 52 a, b, die Abgasenthalpien und damit die Randbedingungen für den nachgeschalteten Kessel 23 des Wasser- Dampfkreislaufs 25. Im Vergleich zu einer herkömmlichen, mit konstanter mechanischer Drehzahl nmθCh betrieben Gasturbine 12, sind die Änderungen der Randbedingungen aber deutlich reduziert. Bei einer Änderung der Kompressoreintrittstemperatur Tk1 sind die resultierenden Änderungen in den Randbedingungen für den Wasser- Dampfkreislauf bei einer auf konstante aerodynamische Drehzahl n* des Kompressors geregelten Gasturbine typischerweise um etwa eine Grössenordnung kleiner als bei einer mit konstanter mechanischer Drehzahl betrieben Gasturbine. Aufgrund der kleinen resultierenden Variation in den Randbedingungen für den Wasser- Dampfkreislauf wäre eine elektronische Entkopplung oder Drehzahlregelung für die Dampfturbine ohne signifikanten positiven Effekt, so dass die mit der elektronischen Entkupplung oder Drehzahlregelung verbunden Verluste nicht kompensiert werden könnten.
In Hinblick auf die Randbedingungen des Wasser- Dampfkreislaufs ist alternativ zu einer Regelung auf konstante aerodynamische Drehzahl n* des Kompressors auch eine Regelung der Gasturbinendrehzahl auf konstante Turbinenaustrittstemperatur 52b oder konstante Abgasenthalpie im Rahmen der Drehzahllimite der Gasturbine möglich. In beiden Fällen kann der Wasser- Dampfkreislauf besser auf den Designbetrieb optimiert werden und die im Design zu berücksichtigenden Sicherheitsmargen reduziert werden. Mit deutlich flacheren Verlauf der Gasturbinencharakteristiken und die geringen Änderungen in den Randbedingungen für den Wasser- Dampfkreislauf werden die Charakteristiken des gesamten Kombikraftwerkes deutlich flacher. Dies bedeutet, dass die Leistungs- und Wirkungsgradänderungen des Kraftwerkes bei Abweichungen der Betriebsbedingungen von den Designbedingungen kleiner als bei herkömmlichen Kraftwerken sind.
In Fig. 10 ist als Beispiel schematisch der Verlauf des normierten Kühlluftdruckverhältnisses πCOOι und des normierten Kühlluftmassenstromes mCOoi über Verdichtereintrittstemperatur Tk1 für ein Kühlluftsystem der Gasturbine 12 gezeigt, das mit Kühlluft 50 aus dem Mittelteil des Verdichters versorgt wird. Im Gegensatz zu Kühlluft, die vom Verdichterende entnommen wird, welche zwangsläufig immer mit Verdichteraustrittsdruck zur Verfügung steht, ist bei Kühlluftentnahme aus dem Verdichter nicht für alle Betriebszustände ein konstantes Druckverhältnis gewährleistet, da sich der Druckaufbau im Verdichter je nach Betriebsbedingungen verschiebt. Dies wird bei der Auslegung des Kühlluftsystems berücksichtigt, so dass im gesamten Auslegungsbereich die mindest erforderliche Kühlluftmenge mCOoi d bei den mindest erforderlichen Kühlluftdruckverhältnissen πCOOι zur Verfügung steht. Bei herkömmlichen Gasturbinen steigt mit der Verdichtereintrittstemperatur Tk1 das normierte Kühlluftdruckverhältnis πCOOι und der normierte Kühlluftmassenstrom mCooi- Dies führt schon bei ISO Bedingungen zu erhöhtem Kühlluftverbrauch mCOoi der mit der Verdichtereintrittstemperatur weiter steigt und zu Leistungs- und Wirkungsgradeinbussen führt. Mit einer Anhebung der mechanischen Drehzahl nmθCh können das normierte Kühlluftdruckverhältnis πCOOι und der resultierende normierte Kühlluftmassenstrom mCOoi reduziert werden. Analog kann durch ein Absenken der mechanischen Drehzahl nmθCh das normierte Kühlluftdruckverhältnis πCOOι und resultierend der normierte Kühlluftmassenstrom rricooi angehoben werden. Entsprechend können durch Drehzahlregelung die Kühlluftverhältnisse unabhängig von der Verdichtereintrittstemperatur auf Designbedingungen geregelt werden und so auf dem Designwert gehalten werden.
Die folgenden Ausführungsbeispiele offenbaren Vorteile der Erfindung bei Unter- und Überfrequenzereignissen. Sie sind für eine Anlage mit elektrischer Entkopplung zwischen Netz 21 beschrieben. Die erforderliche Drehzahlregelung und gleichen Betriebsweisen lassen sich durch Regelung des Übersetzungsverhältnisses des variablen elektronischen Getriebes 27 realisieren.
In den Fig. 1 1 bis 13 sind Beispiele für länger dauernde Unterfrequenzereignisse schematisch dargestellt. Sie sind für eine, in einem 50 Hz Netz 21 , betriebene Gasturbine 12 beschrieben, sind aber analog auch für den Betrieb in einem 60 Hz Netz 21 oder einem Netz 21 mit anderer Auslegungsfrequenz anwendbar. Durch Analogie erschliessen sich hiermit für den Fachmann auch die entsprechenden Konzepte für Überfrequenzereignisse. Störsignale, hochfrequente kleine Variationen der Netzfrequenz F oder Rauschen sind vernachlässigt und nicht dargestellt.
In Fig. 1 1 ist der Verlauf eines länger dauernden Unterfrequenzereignisses für eine herkömmliche Gasturbine 12 mit fester Kupplung zum Netz 21 schematisch dargestellt. Die Gasturbine 12 wird bis zur Zeit t2 bei Volllast und Auslegungsdrehzahl betrieben. Zwischen Zeit t2 und t3 fällt die Netzfrequenz F von 50 Hz auf 49 Hz. Bei fester Kupplung ans Netz 21 reduziert sich entsprechend die mit der Auslegungsdrehzahl normierte Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 von 100% zu 98%. Vernachlässigt man die bei einer Drehzahlreduktion frei werdende kinetische Energie des Wellenstrangs, so nimmt die relative Leistung der Gasturbine Prθι zunächst proportional zur Drehzahl nmθCh ab. Dabei ist Prθι die relative Leistung Prθι bezogen auf die Volllastleistung bei 100% Drehzahl. Unter der Annahme, das die Regelung der Gasturbine 12 einen Anstieg der Heissgastemperatur aufgrund des mit dem Drehzahlabfall reduzierten
Ansaugmassenstromes verhindert, bleibt die Heissgastemperatur Thot zunächst konstant. Sie wird in diesem Beispiel erst mit kurzer Verzögerung, als Antwort der Reglung 39 auf den drehzahlbedingten Leistungsabfall, angehoben. Diese Anhebung der Heissgastemperatur Thot auf 100,4 % der Volllast- Heissgastemperatur führt dazu, dass der Leistungsabfall teilweise ausgeglichen wird und die Gasturbine (12) in diesem Beispiel während des längeren Unterfrequenzereignisses mit 99 % relativer Leistung Prθι bei nur 98% normierter mechanischer Drehzahl nmθCh betrieben wird. In dem genannten Beispiel ist die Anhebung der Heissgastemperatur Thot moderat. Falls keine Leistungseinbusse in Kauf genommen werden kann und die Netzfrequenz stärker einbricht, werden wesentlich höhere lebensdauerkritische Anhebungen erforderlich. Ab dem Zeitpunkt t4, an dem die Netzfrequenz F beginnt sich wieder zu erholen, steigt entsprechend die normierte mechanische Drehzahl nmθCh und resultierend auch die relative Leistung nmθCh der Gasturbine 12. Während des Anstieges der Netzfrequenz zwischen t4 und t5 wird die relative Leistung der Gasturbine Preι, die vom Netz 21 geforderte Leistung für Frequenzstützung überschreiten und entsprechend wird die Heissgastemperatur Thot wieder reduziert bis beim Zeitpunkt t5 normaler Volllastbetrieb bei Auslegungstemperatur erreicht wird.
Die Heissgastemperatur Thot kann erst wieder auf ihren Auslegungswert reduziert werden, wenn die Netzfrequenz F zwischen t4 und t5 zu ihrem Nominalwert 50 Hz zurückkehrt. Mit der Anhebung der Heissgastemperatur Thot über den Volllastwert ist ein erhöhter Lebensdauerverbrauch verbunden. Je nach Netzanforderungen kann ein Kompromiss zwischen Leistungsbereitstellung für Frequenzunterstützung und Lebensdauerverbrauch eingegangen werden.
Fig. 12 zeigt schematisch den Verlauf der Betriebsparameter während des selben länger dauernden Unterfrequenzereignisses anhand eines Beispieles für eine Anlage mit elektrischer Entkopplung zwischen Netz 21 und Gasturbine 12. In diesem Fall wird trotz des Abfalls der Netzfrequenz F von 50 Hz auf 49 Hz die normierte mechanische Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 auf 100% gehalten. Entsprechend bleibt die relative Leistung Prθι und Heissgastemperatur Thot der Gasturbine 12 zu Beginn des Unterfrequenzereignisses unmittelbar nach t2 zunächst konstant. Erst als Reaktion auf einen nennenswerten Einbruch der Netzfrequenz F reagiert der Regler und erhöht die Heissgastemperatur Thot, um damit auch die relative Leistung Prθι der Gasturbine zu erhöhen. In diesem Beispiel kann durch eine Anhebung der Thot auf 100.4% nicht nur einen Abfall der
Gasturbinenleistung vermieden werden, sondern eine relative Leistung Prθι von 101 % der Volllastleistung an das Netz 21 abgeben werden. Ab dem Zeitpunkt t4 erholt sich die Netzfrequenz F und in Folge können die relative Leistung Prθι und entsprechend die Thot reduziert werden, bis zum Zeitpunkt t5 wieder normaler Volllastbetrieb erreicht wird.
In Fig. 13 ist schematisch der Verlauf eines antizipierten Unterfrequenzereignisses mit elektronischer Entkupplung dargestellt. In diesem Beispiel ist der Operator über ein bevorstehendes Ereignis, wie zum Beispiel die Abschaltung eines grosseren Kraftwerkes vom Netz 21 oder das Zuschalten eines grosseren Verbrauchers an das Netz 21 , dass einen Frequenzeinbruch zu Folge haben kann, benachrichtigt. Entsprechend wählt er zu dem Zeitpunkt t0 einen Bereitschaftsmodus der Gasturbine 12 an. Zur Vorbereitung auf das Unterfrequenzereignis steigt jetzt die mechanische Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 und erreicht zum Zeitpunkt ti beispielsweise 101.5 %. Um die Last konstant auf der Auslegungsvolllast zu halten, wird entsprechend der erhöhten Drehzahl nmθCh die Heissgastemperatur Thot reduziert. Dabei wird gegenüber einem Betrieb bei der Auslegungsdrehzahl 100% und Auslegungs- Heissgastemperatur evtl. eine Wirkungsgradeinbusse in Kauf genommen.
Zum Zeitpunkt t2 beginnt das antizipierte Unterfrequenzereignis. Aufgrund der Entkopplung von Gasturbinendrehzahl nmθCh und Netzfrequenz F kann die Gasturbine 12 weiter auf der erhöhten Drehzahl nmθCh betrieben werden. Entsprechend der bei der Erhöhung der Drehzahl nmθCh zwischen Zeit t0 und t-i durchgeführten Absenkung der Heissgastemperatur Thot, kann jetzt die Heissgastemperatur Thot zur Leistungssteigerung auf den Volllastwert erhöht werden. Resultierend wird die Gasturbine bei Auslegungsheissgastemperatur mit erhöhter Drehzahl nmθCh betrieben und kann in diesem Beispiel zur Frequenzunterstützung eine über der Volllastleistung liegende normierte Leistung abgeben. Diese liegt in diesem Beispiel bei 100.8%. Dies kann ohne die sonst für Frequenzunterstützung übliche Inkaufnahme von Lebensdauereinbussen realisiert werden. Ab dem Zeitpunkt t4 erholt sich die Netzfrequenz F und in Folge können die relative Leistung Prθι und entsprechend die Drehzahl nmθCh reduziert werden, bis zum Zeitpunkt t5 wieder normaler Volllastbetrieb erreicht wird.
Um die Nettoleistung des Kombikraftwerks vor dem antizipierten Unterfrequenzereignis in der Periode von t-, bis t2 konstant zu halten, muss die Gasturbinenleistung Prθι eventuell angehoben werden. Durch die erhöhte Drehzahl nmech wird der Massenstrom und damit das Druckverhältnis über die Turbine gesteigert. Ausserdem wird die Heissgastemperatur der Gasturbine gesenkt. Beides hat eine Abnahme der Turbinenaustrittstemperatur zur Folge, was die Leistung der Dampfturbine trotz des erhöhten Abgasmassenstromes negativ beeinflussen kann und durch die Gasturbinenleistung Prθι kompensiert wird.
Würde, wie in den Beispielen von Fig. 1 1 und Fig. 12, während des Unterfrequenzereignisses ausserdem noch, unter der für Frequenzunterstützung üblichen Inkaufnahme von Lebensdauereinbussen, die Heissgastemperatur Thot über den Auslegungswert erhöht, würde die Leistung der Gasturbine Prθι noch weiter über den Volllastwert erhöht. Je nach Betriebszustand der Gasturbine und dem Fahrkonzept der Gasturbine 12 wird eine Kompensation des mit einer Drehzahlerhöhung verbundenen Leistungszuwachses nicht über die Thot, sondern über einen anderen Regelparameter, wie z.B. der verstellbaren Verdichterleitschaufeln 42, oder einer Kombination von Regelparametern realisiert.
Die in den Figuren gezeigten relativen Leistungen Prθι beziehen sich auf die Leistung bei quasistationärem Betrieb. Der dynamische Leistungsanteil, wie er bei einer Drehzahländerung des Wellenstranges Auftritt, ist vernachlässigt.
Für die in den Fig. 1 1 bis 13 gezeigten Beispielen entspricht der qualitative Verlauf der Dampfturbinenleistung typischerweise dem der relativen Leistung der Prθι der Gasturbine 12. Für den herkömmlichen Fall der festen Netzkupplung der Gasturbine 12 entsprechend Fig. 1 1 wird mit der mechanischen Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 der Abgasmassenstrom und die für den Wasser- Dampfkreislauf zur Verfügung stehende Wärme reduziert. Aufgrund des reduzierten Massenstroms und der erhöhten Heissgastemperatur Thot wird jedoch die Abgastemperatur 52 der Gasturbine 12 steigen, so dass der Leistungsverlust der Dampfturbine 24 kleiner ausfällt, als der der Gasturbine 12. Bei starker Erhöhung der Abgastemperatur 52 kann die Leistung der Dampfturbine 12 sogar konstant gehalten werden oder steigen. Während der in Fig 12 und 13 dargestellten Unterfrequenzereignisse wird die Leistung der Dampfturbine 24 aufgrund der erhöhten Abgasenergie steigen und somit zur Frequenzstützung beitragen.
Der Verlauf von schnellen Netzfrequenzereignissen der Gasturbine 12 sowie mögliche Einflussnahme durch die elektrische Entkoppelung auf den Verlauf derartiger Ereignisse ist in Fig. 14 bis Fig. 18 anhand von Unterfrequenzereignissen beispielhaft erläutert. Sie sind für ein 50 Hz Netz 21 beschrieben, sind aber analog auch für ein 60 Hz Netz 21 oder ein Netz 21 mit anderer Auslegungsfrequenz anwendbar. Durch Analogie erschliessen sich hiermit für den Fachmann auch die entsprechenden Konzepte für Überfrequenzereignisse. Störsignale, hochfrequente kleine Variationen der Netzfrequenz F oder Rauschen sind vernachlässigt und nicht dargestellt.
Der Einfluss von hochfrequenten kleinen Variationen der Netzfrequenz F oder Rauschen auf die Regelung kann durch ein Totband unterdrückt werden. Dies bedeutet, dass auf Frequenzänderungen erst nach Überschreiten eines Grenzwertes reagiert wird.
Da es möglich ist, dass die Netzfrequenz langsam aus dem Totband wandert, auf diese langsame Frequenzverschiebung aber nicht mit schnellen Laständerungen der Gasturbine 12 geantwortet werden soll, kann in der Regelung mit der Frequenzabweichung relativ zu einem gleitenden Mittelwert der Netzfrequenz plus einem Totband um diesen Mittelwert gearbeitet werden. Das Totband und der gleitende Mittelwert, auch gemittelte Versorgungsnetzfrequenz genannt, sind für herkömmliche Gasturbinen 12 ohne elektrische Entkupplung von Netz 21 und Gasturbine 12 ausführliche in der EP0858153 beschrieben. Die EP0858153 und ihre Anwendung auf Gasturbinen 12 mit elektronischer Entkupplung zum Netz 21 sind Bestandteil dieser Anmeldung.
In den Fig. 14 und 15 wird die dynamische Leistung Pdyn, die während
Drehzahländerungen des Wellenstranges einer Gasturbine 12 abgegeben wird, anhand von idealisierten Beispielen diskutiert.
In Fig. 14 ist schematisch der Verlauf der Gasturbinendrehzahl nmθCh , sowie die von dem Gasturbinenwellenstrang an das Netz abgegebene dynamische Leistung Pdyn während eines Unterfrequenzereignisses dargestellt. In dem Beispiel fällt die Netzfrequenz F mit einem konstanten Gradienten zwischen den Zeiten T2 und T3 von 50 Hz auf 49 Hz ab. Aufgrund der Änderung der kinetischen Rotationsenergie des Wellenstranges wird bei der Drehzahländerung dynamische Leistung Pdyn abgegeben, die proportional zum Gradienten der Drehzahländerung ist. Der Einfluss des Verhältnisses zwischen Netzfrequenzänderung und Änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein Unterfrequenzereignis bei vorgegebener Änderung der Netzfrequenz, die hier als normierte Netzfrequenz fG dargestellt ist, wird anhand von 3 Verhältnissen erläutert. Im Ausgangsfall wird die mechanische Drehzahl nmθCh,i des Gasturbinenwellenstranges im Verhältnis 1 :1 , wie es zwangsläufig auch für eine feste mechanische Kupplung der Fall ist, mit der Netzfrequenz F geändert. Entsprechend wird während der Drehzahländerung eine normierte dynamische Leistung Pdyn 1 abgegeben. Diese ist proportional zum Gradienten der Drehzahländerung und zur Drehzahl, wobei hier vereinfachend nur die Abhängigkeit zum Drehzahlgradienten dargestellt ist.
Im zweiten Fall wird die Drehzahl mit einem Verhältnis von 2:1 stärker abgesengt als die normierte Netzfrequenz fG. Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung Pdyn,2 abgegeben werden. Dafür muss aber eine doppelt so grosse Absenkung der mechanischen Drehzahl nmθCh,3 in Kauf genommen werden.
Im dritten Fall wird die Drehzahl mit einem Verhältnis von 1 :2 schwächer abgesengt als die normierte Netzfrequenz fG. Entsprechend kann die nur die halbe dynamische Leistung Pdyn,3 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl nmθCh,3 wird dafür aber nur halb so stark abgesenkt, so dass die quasistationäre Leistung der Gasturbine nicht so stark fällt und der Abstand zu einem möglichen Kompressorpumpen grösser bleibt..
In Fig. 15 ist schematisch der Einfluss des Verhältnisses zwischen Netzfrequenzänderung und Änderung der Gasturbinendrehzahl elektronischer Entkupplung bei einem antizipierten Unterfrequenzereignis dargestellt. Zum Vergleich ist nochmals der erste Fall dargestellt, in dem die Drehzahländerung des Wellenstranges nmθCh,i genau der Änderung der normierten Netzfrequenz fG folgt und damit während der Transitenten zwischen der Zeit T2 und T3 zur Abgabe der dynamischen Leistung Pdyn,i führt. In diesem Beispiel ist der Operator über ein bevorstehendes Ereignis, wie zum Beispiel die Abschaltung eines grosseren Kraftwerkes vom Netz oder das Zuschalten eines grosseren Verbrauchers an das Netz, dass einen Frequenzeinbruch zu Folge haben kann, benachrichtigt. Entsprechend wählt er zu dem Zeitpunkt T0 einen Bereitschaftsmodus der Gasturbine an. Zur Vorbereitung auf das Unterfrequenzereignis steigt jetzt die mechanische Drehzahl nmθCh der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T1 eine erhöhte mechanische Drehzahl nmθCh. Entsprechend wird von dem Wellenstrang dynamische Leistung Pdyn aufgenommen (nicht dargestellt).
In dem ersten Beispiel zu einem antizipierten Unterfrequenzereignis wird die mechanische Drehzahl nmθCh,4 der Gasturbine 12 zunächst zwischen T0 und T1 um 1 % erhöht. Ausserdem wird während des Netzfrequenzeinbruches zwischen T2 und T3 die Drehzahl nmθCh,4 des Gasturbinenwellenstranges mit einem Verhältnis von 1 :2 schwächer abgesengt als die normierte Netzfrequenz fG. Entsprechend kann nur die halbe dynamische Leistung Pdyn,4 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl nmθCh,4wird dafür aber nur halb so stark abgesenkt und am Ende des Netzfrequenzeinbruches fährt die Gasturbine 12 noch mit Designdrehzahl.
In einem zweiten Beispiel zu einem antizipierten Unterfrequenzereignis wird die mechanische Drehzahl nmθCh,5 der Gasturbine zunächst zwischen T0 und T1 um 2% erhöht. Ausserdem wird während des Netzfrequenzeinbruches zwischen T2 und T3 die Drehzahl des Gasturbinenwellenstranges mit einem Verhältnis von 2:1 stärker abgesengt als die normierte Netzfrequenz fG. Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung Pdyn,5 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl nmθCh,5 wird dafür auch doppelt so stark abgesenkt. Aufgrund der erhöhten Drehzahl vor dem Netzfrequenzeinbruche fährt die Gasturbine aber am Ende des Netzfrequenzeinbruches immer noch mit der selben Drehzahl nmθCh, wie in dem Referenzfall mit fester Kupplung zwischen Netz 21 und Gasturbine 12.
In den Fig. 16, 17 und 18 ist die oben diskutierte dynamische Leistung Pdyn vernachlässigt und sind die wichtigsten Prozessparameter sowie die quasistationäre Leistung Prθι der Gasturbine 12 gezeigt. Als quasistationäre Leistung ist hier die Leistung zu verstehen, die die Gasturbine 12 im stationären Betrieb aufgrund der thermischen Randbedingungen bei der jeweiligen Drehzahl abgeben würde. Der Verlauf der dynamischen Leistung Pdyn ist Beispielhaft anhand der Figuren 16a und 16b diskutiert.
In Fig. 16 ist zunächst schematisch ein Beispiel für ein Unterfrequenzereignis mit fester Kupplung zwischen Gasturbine 12 und Netz 21 gezeigt. Ausgehend von Vollastbetrieb kommt es zwischen der Zeit T2 und T3 zu einem Frequenzeinbruch, bei dem die Netzfrequenz F von 50 Hz auf 49 Hz sinkt. Entsprechend fällt die mechanische Drehzahl nmθCh von 100% auf 98%. Proportional zur Drehzahl sinkt der Ansaugmassenstrom der Gasturbine 12 (nicht gezeigt), was bei zunächst konstantem Brennstoffmassenstrom (ebenfalls nicht gezeigt) zu einem Anstieg der Heissgastemperatur Thot führt. Aufgrund des reduzierten Ansaugmassenstromes sinkt die Gasturbinenleistung Prθι . Dabei ist der Leistungsverlust im ersten Augenblick aufgrund des Anstiegs der Heissgastemperatur Thot klein. Mit einer Zeitverzögerung versucht die Regelung 39 der Gasturbine 12 dem steilen Anstieg der Heissgastemperatur Thot entgegen zu wirken. In der Realität führt dies je nach transientem Verlauf des Unterfrequenzereignisses, der Geschwindigkeit der Messketten und der Zeitkonstanten der Reglung 39 zu einem Unterschwingen der Heissgastemperatur Thot. Die minimale Heissgastemperatur Thot wird in diesem Beispiel zum Zeitpunkt T3 erreicht. Zu diesem Zeitpunkt stabilisiert sich hier auch die Netzfrequenz F bei 49 Hz. Entsprechend der niedrigen mechanischen
Drehzahl nmθCh und der tiefen Heissgastemperatur Thot zum Zeitpunkt T3 erfährt die Gasturbinenleistung Prθι einen deutlichen Einbruch. Erst mit Verzögerung bringt der Regler zur Zeit T4 die Heissgastemperatur Thot auf den für Frequenzunterstützung gegenüber dem Auslegungswert angehobenen Sollwert. Das Minimum in der Heissgastemperatur Thot wird in dem Beispiel rein zufällig zu der Zeit T3 erreicht. Er kann je nach Dynamik der Regelung und dem zeitlichen Verlauf des spezifischen Unterfrequenzereignisses vor oder nach der Zeit T3 erreicht werden.
In Fig. 16a wird der Verlauf der Gasturbinendrehzahl nmθCh des Beispiels von einem Unterfrequenzereignis mit fester Kupplung zwischen Gasturbine 12 und Netz 21 aus Fig. 16 noch einmal gezeigt. Ausserdem wird schematisch die zugehörige normierte dynamischer Leistung Pdyn über Zeit dargestellt. Einsprechend des Verlaufes der Frequenzänderung ergibt sich zum Zeitpunkt des steilsten Drehzahlgradienten ein Maximum in der dynamischen Leistung Pdyn. Die dargestellte normierte dynamische Leistung Pdyn ist mit diesem Maximalwert normiert.
Je nach Unterfrequenzereignis und Trägheitsmoment des Wellenstranges kann dies Maximum die Grössenordnung der Vollastleistung der Gasturbine 12 erreichen. Entsprechend ist das Kraftwerk, insbesondere der Wellenstrang der Gasturbine 12 und die elektrischen Anlagen, auszulegen.
Durch die elektrische Entkuppelung wird es möglich, derartige Maxima in der dynamischen Leistung Pdyn zu vermeiden. In Fig. 16b ist zum Vergleich gezeigt, wie mit einem konstanten Gradienten in der mechanischen Drehzahl nmθCh die selbe kinetische Energie in der Zeitspanne zwischen T2 und T3 abgegeben wird, wie in dem Beispiel aus Fig. 16a. Die dynamische Leistung Pdyn wird aber auf 60% des Maximalwertes vom Beispiel aus Fig. 16a begrenzt. Entsprechend kann Kraftwerk mit einer Entkupplung und geregeltem oder begrenztem Drehzahlgradienten auf niedrigere Maxima ausgelegt werden. Bei Betrieb mit konstanter vom Netz 21 unabhängiger Gasturbinendrehzahl nmθCh kann ganz auf die Auslegung für dynamische Leistung Pdyn verzichtet werden.
Bei der Wahl eines Fahrkonzeptes, bei dem die Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 geregelt und vom Netz 21 entkoppelt gefahren wird, kann die Regelung 39 Änderungen des Ansaugmassenstromes und der Randbedingungen der
Brennkammer 15, 15* näherungsweise vorausberechnen und entsprechend eine Vorsteuerung der Regelventile 17, 17* vornehmen. Damit kann das transiente Verhalten verbessert werden und Maxima in der Heissgastemperatur vermeiden oder reduzieren werden.
In Fig. 17 ist analog zu Fig. 16 das selbe Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl schematisch gezeigt. Die mechanische Drehzahl der Gasturbine nmθCh bleibt unabhängig von der Netzfrequenz F konstant. Entsprechend ist auch kein unmittelbarer Einfluss der Netzfrequenz F auf die Heissgastemperatur Thot und die Gasturbinenleistung Prθι zur Zeit T2 zu sehen. Erst mit kurzer Verzögerung hebt die Reglung 39 die Heissgastemperatur Thot an, um zur Frequenzstützung die Gasturbinenleistung Prθι zu erhöhen. Die Netzfrequenz F stabilisiert sich zum Zeitpunkt T3 auf 49 Hz. Durch die Trägheit der Gasturbine 12, der Messungen und der Regelung 39 kommt die Gasturbine 12 erst mit kleiner Zeitverzögerung am Zeitpunkt T4 zu einem quasistationären Betrieb mit konstanter Leistung Prθι und Heissgastemperatur Thot.
Als weiteres Beispiel ist in Fig. 18 schematisch ein Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung, antizipiertem Unterfrequenzereignis und während des Frequenzeinbruches konstanter gehaltener Gasturbinendrehzahl nmθCh gezeigt. In diesem Beispiel ist der Operator über ein bevorstehendes Ereignis, wie zum Beispiel die Abschaltung eines grosseren Kraftwerkes vom Netz 21 oder das Zuschalten eines grosseren Verbrauchers an das Netz 21 , dass einen Frequenzeinbruch zu Folge haben kann, benachrichtigt. Entsprechend wählt er zu dem Zeitpunkt T0 einen Bereitschaftsmodus der Gasturbine 12 an. Zur Vorbereitung auf das Unterfrequenzereignis steigt jetzt die mechanische Drehzahl nmech der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T1 beispielsweise 101 %. Um die Last Prei konstant auf der Auslegungsvolllast zu halten, wird entsprechend der erhöhten Drehzahl nmθCh die Heissgastemperatur Thot reduziert. Dabei wird gegenüber einem Betrieb bei der Auslegungsdrehzahl 100% und Auslegungs- Heissgastemperatur evtl. eine Wirkungsgradeinbusse in Kauf genommen. Entsprechend der Drehzahlerhöhung wird von dem Wellenstrang dynamische Leistung Pdyn aufgenommen (nicht dargestellt). Ausserdem wird der Abstand in der mechanischen Drehzahl nmθCh zu einem Lastabwurf für Überdrehzahl reduziert.
Zum Zeitpunkt T2 beginnt das antizipierte Unterfrequenzereignis. Aufgrund der Entkopplung von Gasturbinendrehzahl nmθCh und Netzfrequenz F kann die Gasturbine 12 weiter auf der erhöhten Drehzahl nmθCh betrieben werden. Entsprechend der bei der Erhöhung der Drehzahl nmθCh zwischen Zeit T0 und T1 durchgeführten Absenkung der Heissgastemperatur Thot, kann jetzt die Heissgastemperatur Thot zur Leistungssteigerung auf den Volllastwert erhöht werden. Resultierend wird die Gasturbine 12 bei Auslegungsheissgastemperatur mit erhöhter Drehzahl nmθCh betrieben und kann in diesem Beispiel zur
Frequenzunterstützung eine über der Volllastleistung liegende normierte Leistung abgeben. Diese liegt in diesem Beispiel bei knapp 101 %. Dies kann ohne die sonst für Frequenzunterstützung übliche Inkaufnahme von Lebensdauereinbussen realisiert werden.
Die möglichen Fahrkonzepte sind nicht auf die dargestellten Beispiele beschränkt, sondern können durch den Fachmann entsprechend den Anforderungen kombiniert und erweitert werden. Um das Netz durch eine hohe dynamische Leistung Pdyn zu stützen, kann es beispielsweise Vorteilhaft sein, zunächst die Gasturbinendrehzahl nmθCh mit einem Drehzahlgradienten zu ändern, der höher ist als der der Netzfrequenzänderung. Da der zulässige Drehzahlbereich der Gasturbine 12 durch mechanische und aerodynamische Grenzen limitiert ist, sind bei dieser Abgabe von dynamischer Leistung Pdyn natürlich Grenzen gesetzt. Vor Erreichen dieser Grenzen muss die Gasturbinendrehzahl nmθCh mit einem ausreichenden Sicherheitsabstand stabilisiert werden. Um nicht abrupt von einer Fahrweise mit sehr hoher dynamischer Leistungsabgabe Pdyn zu einer Fahrweise ohne dynamische Leistungsabgabe Pdyn zu kommen, kann die mechanische Drehzahl nmθCh beispielsweise zunächst mit einem hohen Gradienten, der grösser als der der Netzfrequenzänderung ist, bis zu einem ersten Limit, das noch relativ viel Marge zu den Designgrenzen der Gasturbine 12 hat, reduziert werden. Nach Erreichen dieses ersten Limits kann die Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 mit einem reduzierten Gradienten, der beispielsweise kleiner als der der Netzfrequenzänderung ist, weiter verändert werden. Entsprechend diesem reduzierten Gradienten kann noch dynamische Leistung Pdyn an das Netz 21 abgegeben werden, bis ein zweites Limit erreicht wird. Dies zweite Limit repräsentiert den Mindestabstand zu den Designgrenzen der Gasturbine 12, der einzuhalten ist, um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten. Da die Designgrenzen sowohl mechanische Grenzen als auch aerodynamische Grenzen beinhaltet, können die Limite Funktionen der Betriebsbedingungen der Gasturbine 12, insbesondere der mechanischen Drehzahl nmθCh, der aerodynamischen Drehzahl und von Drücken oder Druckverhältnissen, sein.
Neben einer Fahrweise mit festen Gradienten oder Verhältnissen, die sich bei Limiten stufenweise ändern, kann das Verhältnis zwischen Änderung der mechanischen Drehzahl nmθCh und Netzfrequenzänderung als Funktion des Abstandes von der aktuellen mechanischen Drehzahl nmθCh der Gasturbine 12 und den Designlimiten gewählt werden. Dabei geht das Verhältnis gegen Null, wenn sich die mechanische Drehzahl nmθCh dem Mindestabstand zu den Designlimiten der Gasturbine 12 nähert.
Wenn sich die Netzfrequenz F nach einem Unter- oder Überfrequenzereignis stabilisiert hat, kann durch die elektrische Entkupplung die Gasturbine 12 unabhängig von dem Wert der Netzfrequenz F wieder auf die optimale mechanische Drehzahl nmθCh gefahren werden. Dazu wird der Wellenstrang mit einem kleinen Gradienten geregelt beschleunigt, bzw. verzögert. Insbesondere bei einer Beschleunigung des Wellenstranges ist der Gradient ausreichend klein zu wählen, damit die zur Beschleunigung benötigte dynamische Leistung Pdyn keine signifikante Reduktion der an das Netz 21 abgegeben Leistung zur Folge hat. Der Gradient ist in der Regel dabei in so zu wählen, dass nur maximal etwa 5% der Gasturbinenleistung als dynamische Leistung Pdyn zur Beschleunigung verwendet werden. Bevorzugt ist der Anteil sogar kleiner als 3% zu halten. Praktisch ist ein Anteil kleiner 1 % ausreichend.
Das Verhalten der Dampfturbine bei Unter- oder Überfrequenzereignissen ist in den Fig. 14 bis 18 nicht dargestellt. Aufgrund der unverändert festen Kupplung zwischen Netz und Dampfturbine ändert sich das Verhalten der Dampfturbine bei kurzzeitigen Frequenzänderungen gegenüber herkömmlichen Kombikraftwerken nicht. Das heisst, dass eine dynamische Leistung analog zu den in Fig. 14 bis 16 für die Gasturbine mit fester Kupplung erläuterten Beispielen abgegeben wird. Die quasistationäre Leistung der Dampfturbine 24 ändert sich ohne weitere Massnahmen entsprechend der thermischen Trägheit des Wasser- Dampfkreislaufes 25 mit einer Verzögerung in Abhängigkeit von der durch die Gasturbine 12 bereit gestellten Abgasstrom. Wenn durch die Drehzahlregelung der Gastrubine die Drehzahlreduktion der Gasturbine 12 kleiner als die Absenkung der Netzfrequenz F ist verbessert sich im Vergleich zu herkömmlichen Kraftwerken prinzipiell die Leistungsabgabe des Wasserdampfkreislaufes. Wenn die Drehzahlreduktion der Gasturbine 12 grösser als die Absenkung der Netzfrequenz F ist, um kurzfristig dynamische Leistung Pdyn an das Netz abzugeben, kann sich Leistungsabgabe des Wasserdampfkreislaufes verschlechtern.
Analoge Fahrkonzepte sind für Gasturbinen 12 mit einfacher Brennkammer wie für Gasturbinen 12 mit sequentieller Verbrennung denkbar. Dabei besteht prinzipiell die Möglichkeit die Thot beider Brennkammern 15, 15' zur Regelung zu verwenden oder nur die Thot einer Brennkammer 15, 15' zu ändern. Die Kombinationen mit weiteren Parametern ist hier ebenfalls, je nach Fahrkonzept und Betriebspunkt, vorzusehen.
Weitere Prozessgrössen wie Massenströme, Kompressorenddruck,
Kompressoraustrittstemperatur, Kühllufttemperaturen und Drücke sowie die Abgasparameter ändern sich in dem Fachmann bekannter Weise abhängig von dem gewählten Fahrkonzept.
Die Verhältnisse der Einflüsse von Drehzahl nmθCh und Heissgastemperatur Thot auf die Gasturbinenleistung Preι, sowie der dynamische Ablauf der Regelung sind stark von der Bauart der Gasturbine 12 und den implementierten Regler und Regelparametern abhängig. Beispielsweise ist der Einfluss der Heissgastemperatur Thot einer zweiten Brennkammer 15' bei einer Gasturbine 12 mit sequentieller Verbrennung signifikant höher als der Einfluss einer ersten
Brennkammer 15. Abhängig von Auslegungskriterien der Gasturbine 12, wie z.B. den mechanischen, aerodynamischen und Kühlungsanforderungen, sowie den Netzanforderungen kann das Fahrkonzept der Gasturbine 12 entsprechend den gezeigten Ausführungsbeispielen optimiert werden. Dabei sind die Fahrkonzepte nicht auf die dargestellten Beispiele beschränkt, sondern können durch den Fachmann entsprechend den Anforderungen kombiniert und erweitert werden. Weiter sind beispielsweise Ausführungen und Verfahren mit einer Vielzahl von verschiedenen Frequenzumrichtern möglich, so zum Beispiel unter Anwendung von Multilevelumrichtern, Zwischenkreisumrichern, oder Direktumrichtern, dass heisst Strom- und/ oder Spannungsumrichtern.
BEZUGSZEICHENLISTE
8 zweiter Generator
9 Welle der Dampfturbine
10,10',10" Kraftwerksanlage
1 1 ,1 1 " Turbinenstrang
12 Gasturbine
13 Verdichter
14,14a,b Turbine
15,15' Brennkammer
16 Lufteinlass
17,17' Brennstoffzufuhr
18 erster Generator
19 Welle
20 Netzverbindung (frequenzgekoppelt)
21 Netz
22 Abgasauslass
23 Abhitzedampferzeuger
24 Dampfturbine
25 Wasser-Dampf-Kreislauf
26 Getriebe (mechanisch)
27 Entkopplungsvorrichtung oder variables elektronisches
Getriebe oder Matrixumformer
28 Taktgeber
29 Leistungsteil
30 Last
31 Regler
32 Schalter (bidirektional)
33 Spannungsmesseinrichtung
34 Strommesseinrichtung 35 Steuerleitung
36,..,38 Signalleitung
39 Regelung
40,41 Regelventil
42 verstellbare Verdichterleitschaufeln
43,..,47 Messwertaufnehmer
48 Messleitung (Generatorfrequenz / Drehzahl)
49 Netzfrequenzaufnehmer
50 Kühlluftversorgung
51 Generatorsolldrehzahl
52, 52a,b Turbinenaustrittstemperatur
53, 54 Messwertaufnehmer Wasser- Dampfkreislauf
55 Wasser- Dampfkreislauf Regler
56 Unit Controller
57 Regelsignale Abhitzedampferzeuger
58 Regelsignale Gasturbinen Regelung/ Unit Controller
59 Regelsignale Wasser- Dampfkreislauf Regler/ Unit Controller
60 Wellenstrang
61 Abgas
62 Regelsignale Dampfturbine
G1 ,..,G6 Phase (Generator)
L1 ,..,L3 Phase (Last)
F Frequenz (Drehzahl)
P Leistung
Prel relative Leistung der Gasturbine
A, B Kurve
ZL Zielleistung
TM Verdichtereintrittstemperatur
TkId Verdichtereintrittstemperatur bei Auslegungsbedingungen
Thot Heissgastemperatur vor Turbineneintritt der Gasturbine to Zeitpunkt: Start der Anhebung der Gasturbinendrehzahl nmθCh ti Zeitpunkt: Gasturbinedrehzahl nmθCh angehoben t2 Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzabsenkung t3 Zeitpunkt: Netzfrequenzabsenkung abgesenkt t4 Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzerholung ts Zeitpunkt: Netzfrequenz erreicht wieder Nominalwert
T Zeit fG normierte Netzfrequenz i dyn dynamische Leistung des Gasturbinenwellenstranges, die aufgrund des Drehzahlgradienten an das Netz abgegeben wird
T0 Zeitpunkt: Start Anhebung der Drehzahl der Gasturbine T1 Zeitpunkt: Drehzahl der Gasturbine angehoben T2 Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzabsenkung T3 Zeitpunkt: Netzfrequenz abgesenkt T4 Zeitpunkt: GT stabilisiert n* aerodynamische Drehzahl rimech mechanische Drehzahl rimech d mechanische Drehzahl bei Auslegungsbedingungen rimin minimal zulässige mechanische Drehzahl l^max maximal zulässige mechanische Drehzahl nd herkömmliche Verdichterdesigndrehzahl (aerodynamisch) riopt optimale Verdichterdrehzahl (aerodynamisch) rricooi normierter Kühlluftverbrauch rricooi d normierter Kühlluftverbrauch bei Auslegungsbedingung πCOoi normiertes Kühlluftdruckverhältnis πCool d normiertes Kühlluftdruckverhältnis bei Auslegungsbedingung Tl com p Verdichterwirkungsgrad T|comp d Verdichterwirkungsgrad bei Auslegungsbedingung
(herkömmliches Design) ηopt optimaler Verdichterwirkungsgrad Δn Abstandes zur Pumpgrenze des Verdichters

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Kraftwerksanlage (10) mit mindestens einem Wellenstrang (60) aus einer Dampfturbine (24) und einem von der Dampfturbine (24) direkt angetriebenen,
Wechselstrom erzeugendenden zweiten Generator (8), dessen Ausgang mit einem Netz (21 ) mit einer gegebenen Netzfrequenz (F) in Verbindung steht und mit mindestens einem Turbinenstrang (1 1 ) aus einer Gasturbine (12) und einem von der Gasturbine (12) direkt angetriebenen, Wechselstrom mit einer Betriebsfrequenz erzeugenden ersten Generator (18), dessen Ausgang mit dem Netz (21 ) mit der gegebenen Netzfrequenz (F) in Verbindung steht, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen dem ersten Generator (18) und dem Netz (21 ) ein Frequenzumrichter (27) angeordnet ist und dass der zweite Generator (8) frequenzmässig direkt an das Netz (21 ) mit der Netzfrequenz (F) gekoppelt ist.
2. Kraftwerksanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (27) als elektronische Entkopplungsvorrichtung (27) betrieben wird, welche die Betriebsfrequenz der Gasturbine (12) von der Netzfrequenz (F) entkoppelt.
3. Kraftwerksanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (27) als ein variables elektronisches Getriebe (27) betrieben wird, welches der Gasturbine (12) mit einem Übersetzungsverhältnis (X) zwischen mechanischer Drehzahl (nmθCh) und Netzfrequenz (F) über den ersten Generator (18) eine Drehzahl aufzwingt.
4. Kraftwerksanlage nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Übersetzungsverhältnis (X) regelbar ist.
5. Kraftwerksanlage nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das
Übersetzungsverhältnis (X) ein fester Wert ist.
6. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsfrequenz der mindestens einen Gasturbine (12) 50 Hz ist, und dass die Betriebsfrequenz der mindestens einen Dampfturbine (24) gleich 60 Hz, und dass dies auch die Netzfrequenz (F) ist.
7. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsfrequenz der mindestens einen Gasturbine (12) 60 Hz ist, und dass die Betriebsfrequenz der mindestens einen Dampfturbine (24) gleich 50 Hz, und dass dies auch die Netzfrequenz (F) ist.
8. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (27) ein Matrixumrichter ist
9. Kraftwerksanlage nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Matrixumrichter eine Mehrzahl von in einer (m x n)-Matrix angeordneten, steuerbaren bidirektionalen Schaltern (32) umfasst, welche von einem Regler (31 ) gesteuert m Eingänge wahlweise mit n Ausgängen verbinden, wobei m grösser n ist, und wobei erste Mittel (34) zur Bestimmung der Vorzeichen der Ströme in den Eingängen und zweite Mittel (33) zur Bestimmung der Vorzeichen der Spannungen zwischen den Eingängen vorgesehen sind, und wobei die ersten und zweiten Mittel (34 bzw. 33) mit dem Regler (31 ) durch Signalleitungen (38) verbunden sind.
10. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine Gasturbine (12) als Gasturbine mit sequentieller Verbrennung ausgebildet ist.
1 1. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine Gasturbine (12) für eine Designfrequenz kleiner 50 Hz ausgelegt ist.
12. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine Gasturbine (12) für Variationen der aerodynamischen Drehzahl von weniger als plus/ minus 10% ausgelegt ist.
13. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass der Verdichter (13) der mindestens einen Gasturbine (12) bei Volllast und Designbedingungen einen Abstand zur Pumpgrenze von weniger als 10% aerodynamischer Drehzahl hat.
14. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasser- Dampfkreislauf (25) für Vollastvariationen des Abgasmassenstroms der mindestens einen Gasturbine (12) von weniger als plus/ minus 5% ausgelegt ist.
15. Kraftwerksanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass der an das Netz (21 ) abgegebene Strom durch Überlagerung des von dem mindestens einen ersten Generator (18) erzeugten und über mindestens einen Matrixumrichter (27) an das Netz (21 ) abgegebene Strom mit dem von dem mindestens einen zweiten Generator (8) erzeugten Stroms gegl ättet wi rd .
16. Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage (10) nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass die Drehzahl der Dampfturbine (24) fest an die Netzfrequenz (F) des elektrischen Netzes (21 ) gekoppelt ist, und dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) geregelt wird.
17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Generator (18) durch eine elektronische Entkopplungsvorrichtung (27) von der Netzfrequenz (F) getrennt wird und die Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) unabhängig von der Netzfrequenz regelbar ist.
18. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) über das Übersetzungsverhältnis (X) zwischen mechanischer Drehzahl (nmθCh) und Netzfrequenz (F) geregelt wird.
19. Verfahren nach Ansprüche 18, dadurch gekennzeichnet, dass eine von der Regelung der Gasturbine (39) gebildete Solldrehzahl an den Regler des variablen elektronischen Getriebes (27) übertragen wird.
20. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) als Funktion eines oder mehrerer Parameter(s) der Kraftwerksanlage (10) geregelt wird.
21 . Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) als Funktion der Abgasenthalpie und/ oder der Abgastemperatur und/ oder des Abgasmassenstroms geregelt wird.
22. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 21 , dadurch gekennzeichnet, dass die Gasturbine (12) einen Verdichter (13) zur Verdichtung der Verbrennungsluft umfasst, dass der Enddruck und/ oder die Endtemperatur des Verdichters (13) und/ oder die Einspeisebedingungen der vom Kompressor abgezweigten Kühlluft gemessen wird, und dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der Gasturbine (12) als Funktion des
Verdichterenddrucks und/ oder der Verdichterendtemperatur und/ oder Einspeisebedingungen der vom Kompressor abgezweigten Kühlluft geregelt wird.
23. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 22, dadurch gekennzeichnet, dass für den Betrieb der Gasturbine (12) eine Zielleistung (ZL) vorgegeben wird, und dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der Gasturbine (12) als Funktion der Zielleistung (ZL) geregelt wird.
24. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 23, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische Drehzahl (nmθCh) auf einen konstanten Wert geregelt wird, sobald mechanische oder andere Grenzwerte erreicht werden.
25. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelziele abhängig von den Aufstellungsbedingungen der Kraftwerksanlage optimiert sind.
26. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass die Dampfturbinendrehzahl sich mit der Netzfrequenz ändert, und dass bei länger dauernden Änderungen der Netzfrequenz die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der Gasturbine (12) konstant gehalten und die Leistung der Gasturbine (12) ohne Verzögerung angepasst wird.
27. Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, dass vor einem antizipierten Unterfrequenzereignis die Drehzahl (nmθCh) der Gasturbine (12) angehoben wird.
28. Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, dass vor einem antizipierten Überfrequenzereignis die Drehzahl (nmθCh) der Gasturbine (12) reduziert wird.
29. Verfahren nach einem der Ansprüche 27 oder 28, dadurch gekennzeichnet, dass die Kraftwerksleistung während der Drehzahlanpassung der Gasturbine (12) konstant gehalten wird.
30. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass das Verhältnis von mechanischer oder aerodynamischer Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) zur Netzfrequenz (21 ) auf einen konstanten Wert geregelt wird.
31. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 29, dadurch gekennzeichnet, dass beim Auftreten kurzzeitiger Über- oder Unterfrequenz- Ereignisse im Netz (21 ) die Dampfturbinendrehzahl sich mit der Netzfrequenz ändert, und dass die mechanische Drehzahl (nmθCh) der Gasturbine (12) geregelt angepasst wird.
32. Verfahren nach Anspruch 31 , dadurch gekennzeichnet, dass bei Unterfrequenz des Netzes (21 ) die mechanische Drehzahl (nmθCh) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer abgesenkt wird, als die Netzfrequenz.
33. Verfahren nach Anspruch 31 , dadurch gekennzeichnet, dass bei Überfrequenz des Netzes (21 ) die mechanische Drehzahl (nmθCh) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer angehoben wird, als die Netzfrequenz (F).
34. Verfahren nach einem der Ansprüche 31 bis 33, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlgradient der Gasturbine (12) geregelt wird, um eine vorgegebene kinetische Leistung aus dem Wellenstrang (19) zu entnehmen und als elektrische Leistung in das Netz (21 ) einzuspeisen.
35. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 34, dadurch gekennzeichnet, dass eine vom Regler des Wasser- Dampfkreislaufs (55) gebildete Solldrehzahl an die Regelung der Gasturbine (39) und/ oder an den Regler des variablen elektronischen Getriebes (27) übertragen wird.
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