BESCHREIBUNG

VERFAHREN ZUM BETRIEB EINER KRAFTWERKSANLAGE

TECHNISCHES GEBIET

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Kraftwerkstechnik. Sie betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage gemäss dem Oberbegriff des Anspruchs 1.

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 oder aerodynamischen) Drehzahl der Turbine und der Netzfrequenz. Der Ausgang des Generators ist

dabei über eine Verbindung frequenzgekoppelt 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. 1 zeigt in einer stark vereinfachten Darstellung eine Kraftwerksanlage 10' bekannter Art, die mittels einer Gasturbine 12 mit angekoppeltem Generator 18 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 1 -Wellen- 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 angeflanschten Generator 18 an. Das beim Austritt aus der Turbine noch relativ heisse Abgas kann zusätzlich durch einen nachfolgenden Abhitzedampferzeuger 23 geschickt werden, um in einem separaten Wasser- Dampf-Kreislauf 25 Dampf für den Betrieb einer Dampfturbine 24 zu erzeugen. Eine solche Kombination wird als Kombikraftwerk bezeichnet. Die Dampfturbine 24 kann dabei mit dem Generator 18 auf der der Turbine 14 gegenüberliegenden Seite gekoppelt sein. Sie kann aber auch einen eigenen Generator antreiben.

Bei der 1 -Wellen-Anlage der Fig. 1 steht die Drehzahl der Gasturbine 12 in einem festen Verhältnis zur im 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. 2 in einer Kraftwerksanlage 10" grundsätzlich zwischen der Welle 19 der Gasturbine 12 und dem 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. Derartige mechanische Getriebe 26 sind jedoch aus Festigkeitsgründen nur für Leistungen bis etwa 130 MW einsetzbar. 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.

Folgende Nachteile resultieren aus der starren Kopplung zwischen Turbinendrehzahl und Netzfrequenz:

Ein stabiler Betrieb am Netz ist nur eingeschränkt möglich. Es kommt zu Leistungseinbrüchen bei der Turbine, bzw. zu hoher thermischer und mechanischer Belastung bei der dynamischen Regelung zur Netzfrequenzstützung durch Anhebung der Gasturbineneintrittstemperatur. - Eine Netzfrequenz- bzw. Verbraucher-unabhängige Leistungsregelung der

Kraftwerksanlage ist nicht möglich. - Eine Netzfrequenz- bzw. Verbraucher-unabhängige

Wirkungsgradoptimierung der Kraftwerksanlage ist nicht möglich.

- Eine Netzfrequenz- bzw. Verbraucher-unabhängige Teillastoptimierung der Kraftwerksanlage ist nicht möglich.

Eine Emissionsregelung der Gasturbine ist nur eingeschränkt möglich. 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. - Es entstehen Transienten bei Frequenzschwankungen: o Bei Unterfrequenz wird als erstes der Ansaugmassenstrom reduziert; dies führt bei (im ersten Augenblick konstantem Brennstoffmassenstrom) zu einem 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 Diese Transienten führen zu verminderter Lebensdauer und erhöhten Emissionen (NOx bei überfeuern und CO bei Unterfeuern).

Bei einem (kurzzeitigen) über- oder Unterfrequenz-Ereignis im Netz wird der

Wellenstrang der Kraftwerksanlage sehr stark beschleunigt bzw. abgebremst. Bei dieser Beschleunigung wird eine grosse Menge Energie gespeichert bzw. freigesetzt. Mit dieser Energieaufnahme bzw. Freigabe stützt die Kraftwerksanlage die Netzfrequenz im ersten Augenblick durch das Trägheitsmoment der Welle.

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.

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.

Aus dem Artikel von L.J.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.

Spezielle Regel- und Betriebskonzepte zum Stützen der Netzfrequenz bei kurzzeitigen über- oder Unterfrequenz-Ereignissen („Fast Frequency Support") sind diesen Druckschriften jedoch nicht zu entnehmen.

DARSTELLUNG DER ERFINDUNG

Es ist Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betrieb einer Frequenzentkoppelten Kraftwerksanlage zu schaffen, welches eine schnelle Antwort auf über- oder Unterfrequenz-Ereignisse im Netz ermöglicht und dabei unerwünschte Transienten in der Kraftwerksanlage weitgehend vermeidet.

Die Aufgabe wird durch die Gesamtheit der Merkmale des Anspruchs 1 gelöst. Wesentlich für das erfindungsgemässe 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. 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.

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.

Gemäss einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung werden dabei eine Gasturbine mit einer Leistung grösser 100 MW und als elektronische

Entkopplungsvorrichtung ein Frequenzumrichter in Form eines Matrixumrichters verwendet.

Eine andere Ausgestaltung zeichnet sich dadurch aus, dass die Betriebsfrequenz sich deutlich von der Netzfrequenz bzw. zweiten Betriebsfrequenz unterscheidet, wobei insbesondere die Netzfrequenz bzw. die Betriebsfrequenz 50 Hz oder 60 Hz beträgt. Allgemein sind für diese Ausgestaltung als deutliche Unterscheidung

zwischen Netz und Betriebsfrequenz Abweichungen von mehr als 5% zu versehen. Für die Anwendung von 50 Hz Gasturbinen in 60 Hz Netzen und umgekehrt sind Unterschiede in der Grössenordnung von 20% zu erwarten. Bei Anwendung auf langsamlaufende Grossmaschinen kann die Abweichung auch deutlich über 100 % liegen.

Bevorzugt wird auch als Gasturbine eine Gasturbine mit sequentieller Verbrennung verwendet.

Weiterhin ist von Vorteil, wenn der verwendete Matrixumrichter eine 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.

KURZE ERLäUTERUNG DER FIGUREN

Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen

Fig. 1 ein stark vereinfachtes Schaltbild einer Kraftwerksanlage mit

Gasturbine und einem 1 -Wellen-Turbinenstrang nach dem Stand der Technik;

Fig. 2 ein stark vereinfachtes Schaltbild einer Kraftwerksanlage mit

Gasturbine und einem mechanischen Getriebe nach dem Stand der Technik;

Fig. 3 ein stark vereinfachtes Schaltbild einer Kraftwerksanlage mit Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung, wie sie zur Verwirklichung der Erfindung eingesetzt werden kann;

Fig. 4 den beispielhaften inneren Aufbau eines Matrixumrichters, wie er als elektronische Entkopplungsvorrichtung in einer Anlage nach Fig. 4 zum Einsatz kommen kann; und

Fig. 5 eine zu Fig. 4 vergleichbare Anlage Einrichtungen zur

Durchführung des Verfahrens nach der Erfindung.

Fig. 6 Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und

änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein Unterfrequenzereignis

Fig. 7 Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und

änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein antizipiertes Unterfrequenzereignis

Fig. 8 Unterfrequenzereignis bei fester Kupplung

Fig. 8a Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer Leistung bei einem Unterfrequenzereignis und fester Kupplung

Fig. 8b Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer Leistung bei einem Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und geregeltem Drehzahlgradienten

Fig. 9 Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl

Fig. 10 Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und antizipiertem Unterfrequenzereignis

WEGE ZUR AUSFUHRUNG DER ERFINDUNG

In Fig. 3 ist in einem stark vereinfachten Schaltbild eine Kraftwerksanlage mit

Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung wiedergegeben, wie sie zur Durchführung des erfindungsgemässen Verfahrens geeignet ist. 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, das 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 Zwischenüberhitzung 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 Anlage entsprechen den Teilen mit gleichem Bezugszeichen in den Fig. 1 oder 2.

Der Generator 18 ist direkt an die Welle 19 der Gasturbine 12 angeflanscht. Damit dreht der Generator 18 mit derselben Drehzahl wie die Gasturbine 12. Zwischen dem Ausgang des Generators 18 und dem Netz 21 ist nunmehr jedoch eine elektronische Entkopplungsvorrichtung 17 angeordnet, die eine Entkopplung der

im Generator 18 erzeugten Betriebsfrequenz bzw. der Drehzahl der Gasturbine 12 von der vorgegebenen Netzfrequenz des Netzes bewirkt.

Die elektronische Entkopplungsvorrichtung 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-A1 -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. 4 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 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 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 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.

Mit der Entkopplungsvorrichtung 27, insbesondere in Form eines Matrixumrichters der beschriebenen Art, ergeben sich die folgenden Vorteile einer elektronischen Entkoppelung:

Eine Stützung der Netzfrequenz des Netzes 21 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 eine Stützung im Bereich von bis zu 20% 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. 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 niedrigere oder höhere Turbineneintritts-Temperaturen mit dem Effekt der Beeinflussung der Emissionen von CO ₂ und NOx. Insbesondere können erhöhte Emissionen im Fall der Frequenzstützung vermieden werden.

Die vorrangige Möglichkeit, gemäss der Erfindung einen Turbinenstrang - Turbine und Generator - innerhalb einer Kraftwerksanlage unabhängig von der Netzfrequenz stabil bei einer gewünschten (Design-)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, bzw. 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. Dabei sinkt die abgegebene Leistung bei ansonsten gleichen Betriebsparametern. Ein Gasturbinensystem reagiert in diesem Fall mit einer deutlich erhöhten 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 NO _x 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 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.

Im Falle eines Netzfrequenz-entkoppelten Systems entfallen alle oben geschilderten Nachteile. Es gibt keine Einschränkung bezüglich minimal zulässiger Frequenzschwankungen, da der Turbinenstrang keine aufgeprägte Drehzahlschwankung spürt. Demzufolge treten auch keine Schadstofferhöhungen und Einbussen bei der Lebensdauer auf.

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 Netzfrequenz- unabhängigen Drehzahlregelung erlaubt es, entsprechend den aktuellen

Umgebungsbedingungen jeweils optimierte Betriebsbedingungen zu erzeugen.

Dabei sind sowohl Wirkungsgradverbesserungen wie auch Leistungssteigerungen möglich.

Wie bereits oben erwähnt, wird durch die drehzahlmässige Entkopplung der Gasturbine von der Netzfrequenz bzw. der Betriebsfrequenz eines angeschlossenen Verbrauchers ein verbesserter Betrieb der Gasturbine möglich: Die Gasturbine wird in allen Betriebsbereichen unabhängig von der Netzfrequenz bzw. Betriebsfrequenz des Verbrauchers so nahe wie möglich an der aerodynamischen Designdrehzahl betrieben, um die Performance, das heisst Wirkungsgrad und Leistung, zu optimieren.

In Fig. 5 ist ein vereinfachtes Schema einer Kraftwerksanlage 10 wiedergegeben, das für ein Betriebsverfahren gemäss der Erfindung ausgelegt ist. Der Turbinenstrang 1 1 mit der Gasturbine 12 und dem Generator 18 entsprechen denen in Fig. 4. Dies gilt auch für die elektronische Entkopplungsvorrichtung 27 und das angeschlossene Netz 21. Das Netz 21 kann ein allgemeines Versorgungsnetz, aber auch ein Bahnstromnetz sein. Auf die Darstellung einer möglichen zusätzlichen Dampfturbine mit entsprechendem Wasser/Dampf- Kreislauf ist hier aus Platzgründen verzichtet worden.

Zur Regelung oder Steuerung der Gasturbine 12 dienen mindestens eine Reihe verstellbare 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 Regelsignale 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 Drehzahl der Gasturbine 12 kann beispielsweise am 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.

Die Regelung 39 kann dann die aerodynamische oder mechanische Drehzahl der Gasturbine 12 auf einen konstanten Wert regeln, ohne dass die Drehzahl in anderer Weise von der Netzfrequenz F des Netzes 21 beeinflusst wird.

Die Regelung der Gasturbinendrehzahl kann bei völliger Entkopplung der Gasturbine 12 vom Netz 21 an der Gasturbine 12 über entsprechende Parameter, wie Brennstoffmassenstrom und Stellung der Verdichtervorleitreihe, durchgeführt werden. 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 der Entkopplungsvorrichtung 27 übertragen wird und über den Generator die Drehzahl auf die Gasturbine 12 aufgezwungen wird. Der Generator 18 stützt sich über die Entkopplungsvorrichtung 27 dabei 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 n _mθCh der Gasturbine die Drehzahl n _mθCh auf. Die Entkopplungsvorrichtung 27 arbeitet in diesem Fall als ein variables Getriebe mit geregeltem übersetzungsverhältnis zwischen mechanischer Drehzahl der Gasturbine n _mθC h und Netzfrequenz F.

Nach der Erfindung wird bei einem kurzzeitigen über- oder Unterfrequenz-Ereignis im Netz 21 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 12 und Generator 18 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 21 die mechanische Drehzahl der Gasturbine 12 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

Der Verlauf von Netzfrequenzereignissen sowie mögliche Einflussnahme durch die elektrische Entkoppelung auf den Verlauf derartiger Ereignisse ist in Fig. 6 bis Fig. 10 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 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. Totband und gleitender

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. 6 und 7 wird die dynamische Leistung P _dyn , die während Drehzahländerungen des Wellenstranges einer Gasturbine 12 abgegeben wird, anhand von idealisierten Beispielen diskutiert.

In Fig. 6 ist schematisch der Verlauf der Gasturbinendrehzahl n _mθCh , sowie die von dem Gasturbinenwellenstrang an das Netz abgegebene dynamische Leistung P _dyn während eines Unterfrequenzereignisses dargestellt. In dem Beispiel fällt die Netzfrequenz F mit einem konstanten Gradienten zwischen den Zeiten T ₂ und T ₃ von 50 Hz auf 49 Hz ab. Aufgrund der änderung der kinetischen Rotationsenergie des Wellenstranges wird bei der Drehzahländerung dynamische Leistung P _dyn 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 f _G dargestellt ist, wird anhand von 3 Verhältnissen erläutert. Im Ausgangsfall wird die mechanische Drehzahl n _mθC h,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 P _dy n,i 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 Netzfrequenz f _G . Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung P _d y _n,2 abgegeben werden. Dafür muss aber eine doppelt so grosse Absenkung der mechanischen Drehzahl n _mθCh,3 in Kauf genommen werden.

Im dritten Fall wird die Drehzahl mit einem Verhältnis von 1 :2 schwächer abgesengt als die Netzfrequenz f _G . Entsprechend kann die nur die halbe dynamische Leistung Pd _yn ,3 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n _mθC h,3 wird dafür aber nur halb so stark abgesenkt.

In Fig. 7 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 n _mθCh, i genau der änderung der normierten Netzfrequenz f _G folgt und damit während der Transitenten zwischen der Zeit T ₂ und T ₃ zur Abgabe der dynamischen Leistung P _dy n,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 T ₀ einen Bereitschaftsmodus der Gasturbine an. Zur Vorbereitung auf das Unterfrequenzereignis steigt jetzt die mechanische Drehzahl n _mθCh der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T ₁ eine erhöhte mechanische Drehzahl n _mθCh . Entsprechend wird von dem Wellenstrang dynamische Leistung P _dyn aufgenommen (nicht dargestellt).

In dem ersten Beispiel zu einem antizipierten Unterfrequenzereignis wird die mechanische Drehzahl n _mθCh,4 der Gasturbine 12 zunächst zwischen T ₀ und T ₁ um 1 % erhöht. Ausserdem wird während des Netzfrequenzeinbruches zwischen T ₂ und T ₃ die Drehzahl n _mθC h, ₄ des Gasturbinenwellenstranges mit einem Verhältnis von 1 :2 schwächer abgesengt als die Netzfrequenz f _G . Entsprechend kann die nur die halbe dynamische Leistung P _dyn,4 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n _mθCh,4 wird 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 n _mθCh,5 der Gasturbine zunächst zwischen T ₀ und T ₁ um 2% erhöht. Ausserdem wird während des Netzfrequenzeinbruches zwischen T ₂ und T ₃ die Drehzahl des Gasturbinenwellenstranges mit einem Verhältnis von 2:1 stärker abgesengt als die Netzfrequenz f _G . Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung P _dyn,5 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n _mθCh,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 n _mθCh , wie in dem Referenzfall mit fester Kupplung zwischen Netz 21 und Gasturbine 12.

In den Fig. 8, 9 und 10 ist die oben diskutierte dynamische Leistung P _dy n vernachlässigt und sind die wichtigsten Prozessparameter sowie die quasistationäre Leistung P _re , 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 P _dyn ist Beispielhaft anhand der Figuren 8a und 8b diskutiert.

In Fig. 8 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 T ₂ und T ₃ zu einem Frequenzeinbruch,

bei dem die Netzfrequenz F von 50 Hz auf 49 Hz sinkt. Entsprechend fällt die mechanische Drehzahl n _mθCh 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 T _ho t führt. Aufgrund des reduzierten Ansaugmassenstromes sinkt die Gasturbinenleistung P _rθ ι . Dabei ist der Leistungsverlust im ersten Augenblick aufgrund des Anstiegs der Heissgastemperatur T _hot klein. Mit einer Zeitverzögerung versucht die Regelung 39 der Gasturbine 12 dem steilen Anstieg der Heissgastemperatur T _hot 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 T _hot . Die minimale Heissgastemperatur T _hot wird in diesem Beispiel zum Zeitpunkt T ₃ erreicht. Zu diesem Zeitpunkt stabilisiert sich hier auch die Netzfrequenz F bei 49 Hz. Entsprechend der niedrigen mechanischen Drehzahl n _mθCh und der tiefen Heissgastemperatur T _hot zum Zeitpunkt T ₃ erfährt die Gasturbinenleistung P _rθ ι einen deutlichen Einbruch. Erst mit Verzögerung bringt der Regler zur Zeit T ₄ die Heissgastemperatur T _hot auf den für Frequenzunterstützung gegenüber dem Auslegungswert angehobenen Sollwert. Das Minimum in der Heissgastemperatur T _hot wird in dem Beispiel rein zufällig zu der Zeit T ₃ erreicht.

In Fig. 8a wird der Verlauf der Gasturbinendrehzahl n _mech des Beispiels von einem Unterfrequenzereignis mit fester Kupplung zwischen Gasturbine 12 und Netz 21 aus Fig. 8 noch mal gezeigt. Ausserdem wird schematisch die zugehörige normierte dynamischer Leistung P _dy n über Zeit dargestellt. Einsprechend des Verlaufes der Frequenzänderung ergibt sich zum Zeitpunkt des steilsten Drehzahlgradienten ein Maximum in der dynamischen Leistung P _dyn . Die dargestellte normierte dynamische Leistung P _dyn 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 P _dy n zu vermeiden. In Fig. 8b ist zum Vergleich gezeigt, wie mit einem konstanten Gradienten in der mechanischen Drehzahl n _mθCh die selbe kinetische Energie in der Zeitspanne zwischen T ₂ und T ₃ abgegeben wird, wie in dem Beispiel aus Fig. 8a. Die dynamische Leistung P _dyn wird aber auf 60% des Maximalwertes vom Beispiel aus Fig. 8a 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 n _mθCh kann ganz auf die Auslegung für dynamische Leistung P _dy n verzichtet werden.

Bei der Wahl eines Fahrkonzeptes, bei dem die Drehzahl n _mθCh 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. 9 ist analog zu Fig. 8 das selbe Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl schematisch gezeigt. Die mechanische Drehzahl der Gasturbine n _mθC h bleibt unabhängig von der

Netzfrequenz F konstant. Entsprechend ist auch kein unmittelbarer Einfluss der Netzfrequenz F auf die Heissgastemperatur T _hot und die Gasturbinenleistung P _rθ ι zur Zeit T ₂ zu sehen. Erst mit kurzer Verzögerung hebt die Reglung 39 die Heissgastemperatur Thot an, um zur Frequenzstützung die Gasturbinenleistung Prei zu erhöhen. Die Netzfrequenz F stabilisiert sich zum Zeitpunkt T ₃ 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 T ₄ zu

einem quasistationären Betrieb mit konstanter Leistung P _rθ ι und Heissgastemperatur T _hot .

Als weiteres Beispiel ist in Fig. 10 schematisch ein Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung, antizipiertem Unterfrequenzereignis und während des Frequenzeinbruches konstanter gehaltener Gasturbinendrehzahl n _mθCh 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 T ₀ einen Bereitschaftsmodus der Gasturbine 12 an. Zur Vorbereitung auf das Unterfrequenzereignis steigt jetzt die mechanische Drehzahl n _me ch der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T ₁ beispielsweise 101 %. Um die Last Prei konstant auf der Auslegungsvolllast zu halten, wird entsprechend der erhöhten Drehzahl n _mθCh die Heissgastemperatur T _hot 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 P _dyn aufgenommen (nicht dargestellt). Ausserdem wird der Abstand in der mechanischen Drehzahl n _mθCh zu einem Lastabwurf für überdrehzahl reduziert.

Zum Zeitpunkt T ₂ beginnt das antizipierte Unterfrequenzereignis. Aufgrund der Entkopplung von Gasturbinendrehzahl n _mθCh und Netzfrequenz F kann die Gasturbine 12 weiter auf der erhöhten Drehzahl n _mθC h betrieben werden. Entsprechend der bei der Erhöhung der Drehzahl n _mθCh zwischen Zeit T ₀ und T ₁ durchgeführten Absenkung der Heissgastemperatur T _hot , kann jetzt die Heissgastemperatur T _ho t zur Leistungssteigerung auf den Volllastwert erhöht werden. Resultierend wird die Gasturbine 12 bei Auslegungsheissgastemperatur mit erhöhter Drehzahl n _mθCh 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.

Weitere Prozessgrössen, wie Massenströme, Verdichterenddruck, Verdichteraustrittstemperatur, Kühllufttemperaturen und Drücke sowie die

Abgasparameter, ändern sich in dem Fachmann bekannter Weise abhängig von dem gewählten Fahrkonzept.

Analoge Fahrkonzepte sind für Gasturbinen mit sequentieller Verbrennung denkbar. Dabei besteht prinzipiell die Möglichkeit die Heisgasstemperaturen T _hot beider Brennkammern 15, 15' zur Regelung zu verwenden oder nur die Heissgastemperatur T _h ot einer Brennkammer 15, 15' zu ändern. Die Kombinationen mit weiteren Parametern ist hier ebenfalls je nach Fahrkonzept und Betriebspunkt vorzusehen.

Die Verhältnisse der Einflüsse von Drehzahl n _mθCh und Heissgastemperatur T _hot auf die Gasturbinenleistung P _re ι, sowie der dynamische Ablauf der Regelung sind stark von der Bauart der Gasturbine 12 und der implementierten Regelung 39 sowie den Regelparametern abhängig. Beispielsweise ist der Einfluss der Heissgastemperatur T _hot 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.

Um das Netz durch eine hohe dynamische Leistung P _dy n zu stützen, kann es beispielsweise Vorteilhaft sein, zunächst die Gasturbinendrehzahl n _mθC h 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 P _dyn natürlich Grenzen gesetzt. Vor Erreichen dieser Grenzen muss die Gasturbinendrehzahl n _mθCh mit einem ausreichenden Sicherheitsabstand stabilisiert werden. Um nicht abrupt von einer Fahrweise mit sehr hoher dynamischer Leistungsabgabe Pd _yn zu einer Fahrweise ohne dynamische Leistungsabgabe P _dyn zu kommen, kann die mechanische Drehzahl n _mθCh 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 n _mθC h 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 P _dy n 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 n _mθCh , 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 n _mθCh und Netzfrequenzänderung als Funktion des Abstandes von der aktuellen mechanischen Drehzahl n _mθC h der Gasturbine 12 und den Designlimiten gewählt werden. Dabei geht das Verhältnis gegen Null, wenn sich die mechanische Drehzahl n _mθCh 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 n _mθCh 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 P _dy n 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 P _dyn zur Beschleunigung verwendet werden. Bevorzugt ist der Anteil sogar kleiner als 3% zu halten. Praktisch ist ein Anteil kleiner 1 % ausreichend.

BEZUGSZEICHENLISTE

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 Generator

19 Welle

20 Netzverbindung (frequenzgekoppelt)

21 Netz

22 Abgasauslass

23 Abhitzedampferzeuger

24 Dampfturbine

25 Wasser-Dampf-Kreislauf

26 Getriebe (mechanisch)

27 Entkopplungsvorrichtung

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 (Drehzahl)

49 Netzfrequenzaufnehmer

50 Kühlluftversorgung

51 Generatorsolldrehzahl

G1 ,..,G6 Phase (Generator)

L1 ,..,L3 Phase (Last)

Thot Heissgastemperatur vor Turbineneintritt der Gasturbine

Prel relative Leistung der Gasturbine rimech normierte mechanische Drehzahl der Gasturbine

F Netzfrequenz in Hz f _G normierte Netzfrequenz

' dyn dynamische Leistung des Gasturbinenwellenstranges, die aufgrund des Drehzahlgradienten an das Netz abgegeben wird

T ₀ Zeitpunkt: Start Anhebung der Drehzahl der Gasturbine

Ti Zeitpunkt: Drehzahl der Gasturbine angehoben

T ₂ Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzabsenkung

T ₃ Zeitpunkt: Netzfrequenz abgesenkt

T ₄ Zeitpunkt: GT stabilisiert