CH699324A1

CH699324A1 - Verfahren zur bewertung der maximalen stromerzeugungskapazität und zum regeln einer spezifizierten leistungsreserve eines gasturbinenkraftwerks oder eines gas/dampf-kombikraftwerks und stromerzeugungssystem zur verwendung des verfahrens.

Info

Publication number: CH699324A1
Application number: CH01278/08A
Authority: CH
Inventors: Eric Dr Mueller
Original assignee: Alstom Technology Ltd
Priority date: 2008-08-14
Filing date: 2008-08-14
Publication date: 2010-02-15

Abstract

Es wird eine Bewertungseinheit offenbart, die auf Echtzeitbasis die maximale Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks bewertet. Gemäss der Erfindung werden zuerst die momentane Ausgangsleistung (113) und die maximale Stromerzeugungskapazität (112) unter Verwendung eines mathematischen Prozessmodells (111) berechnet. Danach wird die berechnete momentane Ausgangsleistung (113) mit der gemessenen Ausgangsleistung (204) verglichen, um einen Modellierungsfehlern (124) zu erhalten. Basierend auf dem Modellierungsfehler wird ein Korrektursignal (125) bestimmt. Das Korrektursignal wird in einem nachfolgenden Schritt verwendet, um die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität (112) zu korrigieren. Ferner wird ein Regler offenbart, der ein Gasturbinenkraftwerk oder ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk so betreibt, dass eine spezifizierte dynamische Leistungsreserve aufrechterhalten wird. Der Regler agiert auf der Hierarchieebene von Lastbefehlen. Er verwendet eine Bewertung (126) der maximalen Stromerzeugungskapazität als Referenzlast, subtrahiert ein erforderliches Lastoffset (132) und wendet das resultierende Signal als obere Begrenzung des Lastsollwerts an. Das erforderliche Lastoffset berechnet sich aus der spezifizierten dynamischen Leistungsreserve. Die Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve kann Anforderungen bezüglich einer statischen Reserve sowie Anforderungen bezüglich der Transiente umfassen.

Description

Technisches Gebiet

[0001] Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks auf Echtzeitbasis und eine Technik zur Regelung einer Gasturbine in einem Gasturbinenkraftwerk oder in einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk dergestalt, dass eine spezifizierte Leistungsreserve des Stromerzeugungssystems aufrechterhalten wird.

Allgemeiner Stand der Technik

[0002] Im Wesentlichen existieren zwei Arten von gasturbinenbetriebenen Kraftwerken: Gasturbinenkraftwerke und Gas/Dampf-Kombikraftwerke. Ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk besteht mindestens aus den folgenden Hauptkomponenten: einer Gasturbine, einem Abhitze-Dampfkessel, einer Dampfturbine und einem Generator. Die Gasturbine wird als Primärantrieb verwendet. Sie setzt die chemische Energie gasförmigen oder flüssigen Brennstoffs in mechanische Energie, Abgasenthalpie und Restwärme, um. Die Abgasenthalpie wird zum Erzeugen von Dampf verwendet, der in der Dampfturbine nachfolgend expandiert wird. Die Dampfturbine produziert mechanische Leistung. Gasturbine und Dampfturbine sind mechanisch mit einem Generator gekoppelt. Der Generator setzt die mechanische Leistung in elektrischen Strom um. In der Praxis existieren verschiedene Konfigurationen von Gas/Dampf-Kombikraftwerken, z.B.

Einzelwellen- oder Mehrwellen-Anordnungen.

[0003] Bei einem Gasturbinenkraftwerk wird eine Gasturbine nur in Kombination mit einem Generator verwendet. Der Schritt des Wiedergewinns der Abgasenthalpie der Gasturbine entfällt.

[0004] Um die Leistungsfähigkeit eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks oder eines Gasturbinenkraftwerks zu verbessern, wurden mehrere Leistungserhöhungsmassnahmen entwickelt. Ein Beispiel für eine solche Leistungserhöhungsmassnahme ist das Einspritzen von Wasser in den Lufteinlass des Kompressors der Gasturbine.

[0005] In den heutigen Kraftwerken wird die elektrische Ausgangsleistung durch ein Leitsystem geregelt. Im Fall eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks entspricht die Ausgangsleistung der Summe des Beitrags der Gasturbine und des Beitrags der Dampfturbine. Bei hohen Lasten wird die Dampfturbine gewöhnlich im Gleitdruckmodus betrieben. Wird die Dampfturbine im Gleitdruckmodus betrieben, so ist die Ausgangsleistung des Kraftwerks primär durch die Betriebsbedingungen der Gasturbine bestimmt. Die Regelung des Gasturbinenbetriebs erfolgt vorzugsweise mittels eines Last-/Temperaturreglers. Der Last-/Temperaturregler empfängt einen Lastsollwert (z.B. einen vom Bediener manuell eingegebenen Lastsollwert) und bestimmt die Stellgrössen der Gasturbine (z.B.

Vorleitreihenposition, Turbineneintritts-Mischtemperatur(en), Turbinenaustrittstemperatur(en)), so dass die gewünschte Ausgangsleistung resultiert. Die Stellgrössen werden gewöhnlich in einem vordefinierten Bereich und gemäss einem gegebenen Betriebskonzept variiert. Darüber hinaus kann der Last-/Temperaturregler zusätzliche Betriebsgrenzen berücksichtigen. Diese Grenzen ergeben sich in der Regel aus Grenzwerten für Kraftwerk-Prozessgrössen (z.B. Maximal/Minimaltemperaturen oder-drücke). Die maximale Ausgangsleistung (auch als Nennlast bezeichnet) ergibt sich, wenn die Stellgrössen ihre Nominalwerte annehmen.

[0006] Der vom Kraftwerk erzeugte Strom wird gewöhnlich an einen Kunden verkauft und zur Verteilung an das Stromnetz geliefert. Um die Stromproduktion optimal planen zu können, ist es für den Kraftwerksbetreiber vorteilhaft, die maximale Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu kennen. Bei einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk oder einem Gasturbinenkraftwerk ist die maximale Stromerzeugungskapazität jedoch im Allgemeinen unbekannt, da sie stark von den Umgebungsbedingungen des Kraftwerks (z.B. Umgebungstemperatur, Umgebungsdruck, Umgebungsfeuchtigkeit) und anderen variablen Faktoren, wie etwa Brennstofftyp und -qualität (z.B. kalorischer Wert), Temperaturzustand der Kraftwerkskomponenten, Alterung oder Verschmutzung, abhängt.

[0007] Heute gibt es gemäss Stand der Technik kein einfaches Verfahren (d.h. ein Verfahren von geringem rechnerischen Aufwand) auf Echtzeitbasis zur genauen Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks oder eines Gasturbinenkraftwerks.

[0008] Kenntnis über die maximale Stromerzeugungskapazität ist nicht nur für die Planung wertvoll, sondern erweist sich auch als ähnlich nützlich, wenn der Kraftwerksbetreiber vom Kunden beauftragt wird (oder vertraglich durch die Netzbehörde gebunden ist), eine spezifizierte Leistungskapazität in Reserve zu halten. Eine solche Leistungsreserve wird zum Beispiel benötigt, um Frequenzstützung zu betreiben. Die Spezifikation einer Leistungsreserve kann eine Anforderung an die statische Reserve (z.B. Bereitstellen einer bestimmten Leistungskapazität in Megawatt) sowie eine Anforderung an die Transiente (z.B. Freigeben der Leistungskapazität mit einem minimalen mittleren Lastgradienten) umfassen.

Die Spezifikation einer solchen dynamischen Leistungsreserve könnte äquivalent formuliert werden als eine gewünschte Leistungskapazität und eine Maximalzeit, in der die gewünschte Leistungskapazität bereitgestellt werden soll.

[0009] Aufgrund interner Dynamik ist ein Kraftwerk im Allgemeinen nicht in der Lage, augenblicklich einer Zunahme der verlangten Leistung zu folgen. Wird in einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk die Dampfturbine im Gleitdruckmodus betrieben, so ist das Ansprechverhalten der Dampfturbine signifikant langsamer als das Ansprechverhalten der Gasturbine. Diese unterschiedlichen Zeitkonstanten müssen explizit berücksichtigt werden, wenn eine bestimmte Leistungsreserve dynamisch bereitgestellt werden soll. Da die geforderten Lastgradienten gewöhnlich nur von der Gasturbine erfüllt werden können, muss im Allgemeinen eine Gesamtkapazität in Reserve gehalten werden, die grösser ist als die spezifizierte Leistungsreservekapazität.

[0010] Aus der Druckschrift US-A-6 164 057 ist ein Regler bekannt geworden, der eine Gasturbine dergestalt betreiben soll, dass eine gewünschte Leistungskapazität in Reserve gehalten wird. Dabei wird die Vorleitreihenposition als Indikator für die Leistungsreservekapazität der Gasturbine angewandt. Der vorgeschlagene Regler vergleicht laufend die tatsächliche Vorleitreihenposition mit einem Sollwert, welcher einer gewünschten Leistungsreservekapazität entspricht. Ein Regler variiert den Brennstofffluss zu der Gasturbine so, dass die Turbinenausgangsleistung angepasst wird und dadurch die tatsächliche Vorleitreihenposition auf dem Sollwert gehalten wird, welcher der gewünschten Leistungsreservekapazität entspricht.

[0011] Für den aus der US-A-6 164 057 bekannten Regler werden die folgenden wesentlichen Unzulänglichkeiten identifiziert:
Lastanteile zur Frequenzstützung werden durch die Regulierung der Vorleitreihenposition asymptotisch kompensiert. Folglich kann das vorgeschlagene Verfahren ausschliesslich in Umgebungen verwendet werden, in denen nur kurzzeitige Frequenzstützung erforderlich ist.
Aufgrund der Regulierung der Vorleitreihenposition ist die Ausgangsleistung des Gasturbinengenerators langfristig unabhängig vom vorgegebenen Lastsollwert. Folglich kann der Gasturbinengenerator nicht mit einer wählbaren Last betrieben werden, während der Reservekapazitätsregler aktiv ist.
Die Vorleitreihenposition wird als Indikator für die Reservekapazität der Gasturbine postuliert.

Es wird angenommen, dass dieser Zusammenhang relativ unabhängig von Störungen, wie etwa sich ändernde Umgebungsbedingungen, ist. Die Nachführung der Vorleitreihenposition muss vergleichsweise langsam geschehen, damit die Regelaktionen des Geschwindigkeits-/Lastreglers nicht beeinträchtigt werden. Nachteil ist, dass mit diesem Ansatz lediglich niederfrequente Störungen kompensiert werden können.

Aufgaben der Erfindung

[0012] Eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Schaffung eines Verfahrens zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks.

[0013] Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist die Offenbarung eines Stromerzeugungssystems umfassend ein Gasturbinenkraftwerk oder ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk und eine Einheit zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks auf Echtzeitbasis.

[0014] Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Schaffung eines neuartigen Verfahrens zum Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks dergestalt, dass eine spezifizierte dynamische Leistungsreserve bereitgestellt wird.

[0015] Eine weitere Aufgabe der Erfindung ist die Offenbarung eines Stromerzeugungssystems umfassend ein Gasturbinenkraftwerk oder ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk und eine Regeleinheit, die das Kraftwerk so betreibt, dass eine spezifizierte dynamische Leistungsreserve bereitgestellt wird.

Funktionsbeschreibung der Erfindung

[0016] Im Folgenden wird eine Funktionsbeschreibung der Erfindung gegeben. Die Hauptwesenszüge der Erfindung sind in der schematischen Übersicht von FIG.1gezeigt.

[0017] Zuerst wird das Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks bzw. eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks beschrieben. Gemäss der Erfindung besteht dieses Verfahren im wesentlichen aus den folgenden Schritten:
<tb>(1a)<sep>Berechnen der momentanen Ausgangsleistung (der erwarteten Ausgangsleistung im aktuellen Betriebspunkt) 113 und der erwarteten maximalen Stromerzeugungskapazität 112 auf der Basis eines mathematischen Modells 111 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks, wobei das Modell einen Eingangsvektor verwendet, der Last-/Temperaturreglerbefehle 211, gemessene Störgrössen 201 und Kraftwerk-Prozessmessungen 203 umfassen kann;

<tb>(1b)<sep>Messen der momentanen Ausgangsleistung des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks;

<tb>(1c)<sep>Vergleichen der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 und der gemessenen Ausgangsleistung 204, um einen Modellierungsfehler 124 abzuleiten;

<tb>(1d)<sep>Verarbeiten des Modellierungsfehlers 124, um ein Korrektursignal 125 zu erzeugen;

<tb>(1e)<sep>Anwenden 123 des Korrektursignals 125 auf die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 112, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten.

[0018] Das erfindungsgemässe Verfahren zeigt die Struktur eines Beobachters. Verfügbare Informationen am Eingang und am Ausgang des Systems (des Kraftwerks) werden verwendet, um die maximale Stromerzeugungskapazität, welche eine interne Systemeigenschaft ist, zu bewerten. Das mathematische Modell 111 ist vorzugsweise eine dynamische und regelungsorientierte Darstellung des Prozesses. Im generischen Fall berücksichtigt das Modell Befehle des Last-/Temperaturreglers, den Einfluss messbarer Störgrössen und das Auftreten von Betriebslimiten. Die Befehle des Last-/Temperaturreglers werden im Modell zur Berechnung der momentanen Ausgangsleistung verwendet. Gemessene Störgrössen werden im Modell verwendet, um den Einfluss verschiedener Störungen auf die momentane Ausgangsleistung und die maximale Stromerzeugungskapazität zu bewerten.

Kraftwerk-Prozessmessungen werden im Modell verwendet, um die Auswirkung verschiedener Betriebsgrenzen auf die maximale Stromerzeugungskapazität zu quantifizieren. Der Einfluss nicht gemessener Störgrössen wird in den Schritten (1c), (1d) und (1e) berücksichtigt, wobei in Schritt (1d) die Trennung von niederfrequenten Effekten und hochfrequenten Effekten möglich ist. Nachfolgend werden beispielhafte Ausführungsformen in Bezug auf die Schritte (1a) bis (1e) angegeben.

[0019] Bei einer beispielhaften Ausführungsform umfasst der Eingangsvektor für das mathematische Modell 111 die folgenden Signale:
die Sollposition der Vorleitreihe, die Sollwerte der Turbineneintritts-Mischtemperatur(en); ferner
die gemessene Kompressoreintrittstemperatur, die gemessene Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators, Informationen über den Brennstofftyp, Informationen über die Brennstoffqualität, Informationen über den Status von Leistungserhöhungsmassnahmen; ferner
die gemessene Kompressoraustrittstemperatur, der gemessene Kompressoraustrittsdruck und die gemessene Turbinenaustrittstemperatur.

[0020] Für die Schritte (1c) und (1e) werden zwei beispielhafte Ausführungsformen angegeben. Gemäss einer ersten Ausführungsform wird in Schritt (1c) der Quotient der gemessenen Ausgangsleistung 204 und der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 gebildet, wodurch sich ein multiplikativer Modellierungsfehler 124 ergibt. Im Schritt (1e) wird dann die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 112 mit dem Korrektursignal 125 multipliziert, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten. Gemäss einer zweiten Ausführungsform wird in Schritt (1c) die Differenz der gemessenen Ausgangsleistung 204 und der berechneten momentanen Ausgangsleistung 113 gebildet, wodurch sich ein additiver Modellierungsfehler 124 ergibt.

Im Schritt (1e) wird das Korrektursignal 125 dann zu der berechneten maximalen Stromerzeugungskapazität 112 addiert, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität 126 des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks zu erhalten.

[0021] Bei einer beispielhaften Ausführungsform von Schritt (1d) wird der Modellierungsfehler 124 durch dynamische Filterung in einen niederfrequenten Teil und einen hochfrequenten Teil aufgetrennt, wobei der niederfrequente Teil nachfolgend als Korrektursignal 125 verwendet wird.

[0022] Im Folgenden wird das Verfahren zum Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks, welches die Aufrechterhaltung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve ermöglicht, beschrieben. Gemäss der Erfindung besteht das Verfahren im wesentlichen aus den folgenden Schritten:
(2a) Verwenden einer Bewertung 126 der maximalen Stromerzeugungskapazität des Gasturbinenkraftwerks bzw. des Gas/Dampf-Kombikraftwerks als Referenzlast;
(2b) Berechnen eines Lastoffsets 132 basierend auf der Spezifikation einer dynamischen Leistungsreserve, wobei die Spezifikation eine Anforderung bezüglich der statischen Reserve 221a und eine Anforderung bezüglich der Transiente 221b enthalten kann;
(2c) Berechnen einer Lastgrenze 135 als die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität 126 minus dem Lastoffset 132;

(2d) Berechnen einer Lastgrenze 136 als die Summe der Grenze 135 und der gewünschten Leistungsreservekapazität 221a;
(2e) Anwenden der Grenze 135 als oberes Limit des vorgegebenen Lastsollwerts 222, um ein (begrenztes) Lastsollwertsignal 145 zu erhalten;
(2f) wahlweises Anwenden (Schalter 144) der Grenze 136 als oberes Limit des Lastbefehls 146, welcher dem (begrenzten) vorgegebenen Lastsollwert 145 plus der Lastkomponente 225 für Frequenzstützung entspricht;
(2g) Verwenden des resultierenden Lastbefehls 147 als Sollwertsignal eines herkömmlichen Lastreglers.

[0023] Das erfindungsgemässe Verfahren zur Regelung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve führt die Regelaktion auf der Hierarchieebene von Lastbefehlen durch. Eine Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität dient dabei als Referenzlast. Dieser Wert wird vorzugsweise gemäss dem oben beschriebenen erfindungsgemässen Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines Gasturbinenkraftwerks oder eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks berechnet. Wenn die Leistungsreserve-Regelung aktiv ist, wird der vorgegebene Lastsollwert durch ein oberes Limit begrenzt, damit die spezifizierte dynamische Leistungsreserve gewährleistet werden kann. Dieser Ansatz erlaubt den Betrieb des Kraftwerks mit einer wählbaren Last, auch wenn die Leistungsreserve-Regelung aktiv ist (sofern der vorgegebene Lastsollwert kleiner als die berechnete Lastgrenze ist).

Zudem sind keine Annahmen über das zeitliche Verhalten der Netzfrequenz notwendig, da die berechneten Lastgrenzen auch während aktiver Frequenzstützung gültig bleiben. Die Berechnung eines Lastoffsets in Schritt (2b) ist erforderlich, um eventuelle langsame Komponenten in der Systemantwort zu berücksichtigen. Langsame Anteile, die nicht der dynamischen Leistungsreservenspezifikation genügen, müssen über die spezifizierte statische Leistungsreservekapazität hinaus vorgehalten werden.

[0024] Für Schritt (2b) wird im Folgenden eine beispielhafte Ausführungsform angegeben. Gemäss dieser Ausführungsform wird das Lastoffset 132 berechnet auf der Basis einer gewünschten Leistungsreservekapazität 221a, einer Anforderung an die Transiente 221b (d.h. eines gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten oder einer gewünschten maximalen Zeit, in der die gewünschte Leistungsreservekapazität bereitgestellt werden soll), eines Eingangsvektors, der Last-/Temperaturreglerbefehle 211, gemessene Störgrössen 201 und Kraftwerk-Prozessmessungen 203 umfassen kann, ferner auf der Basis der Bewertung 126 der maximalen Stromerzeugungskapazität und von Modellannahmen. Die gewünschte Leistungsreservekapazität 221a kann als Absolutwert (in Megawatt) oder als fester Prozentsatz der maximalen Stromerzeugungskapazität spezifiziert werden.

Kurze Beschreibung der Zeichnungen

[0025]
<tb>FIG. 1<sep>zeigt in einem Signalflussbild die Hauptwesenszüge der Erfindung;

<tb>FIG. 2<sep>zeigt in einem Signalflussbild die interne Struktur einer beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung;

<tb>FIG. 3<sep>zeigt in einem Signalflussbild die Last-/Temperaturregelung eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks mit einer ersten Ausführungsform der Erfindung;

<tb>FIG. 4<sep>zeigt schematisch das Ansprechverhalten eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks mit der Dampfturbine im Gleitdruckmodus auf einen Sprung im Lastsollwert.

Ausführliche Beschreibung der Erfindung

[0026] Im Folgenden wird die Erfindung mittels einer Ausführungsform und in Verbindung mit den Zeichnungen beschrieben. Das erwähnte Beispiel ist eine Ausführungsform, die für ein Kombikraftwerk mit einer Gasturbine mit sequentieller Verbrennung implementiert wurde. Das erfindungsgemässe Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität wird im Folgenden als Teil des erfindungsgemässen Verfahrens zur Regelung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve erläutert.

[0027] In FIG. 2 ist ein Blockdiagramm der internen Struktur und eine beispielhafte Ausführungsform 100 der Leistungsreserve-Regelung gezeigt. Die Leistungsreserve-Regelung besteht aus vier Haupteinheiten: einer auf Modellrechnungen basierenden Einheit 110, einer auf Messungen basierenden Korrektureinheit 120, einer Einheit 130 zur Berechnung der Leistungsreserven-Lastgrenzen und einer Einheit 140, welche die Lastgrenzen verarbeitet.

Schlüsselfunktionen der Einheiten 110, 120, 130 und 140 sind die folgenden:
- Einheit 110: fortlaufende Berechnung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks 112
<EMI ID=2.1>
und der momentanen Ausgangsleistung des Kraftwerks 113
<EMI ID=3.1>
- Einheit 120: Korrektur der berechneten maximalen Stromerzeugungskapazität 112
<EMI ID=4.1>
um den Einfluss von nicht gemessenen Störgrössen und von Modellierungsfehlern zu kompensieren;
- Einheit 130: Berechnung der Leistungsreserven-Lastgrenzen 135
<EMI ID=5.1>
und 136 und
<EMI ID=6.1>
- Einheit 140: Verarbeitung der Lastgrenzen 135 und 136. Der resultierende Lastbefehl 147
<EMI ID=7.1>
wird dem Eingang eines Lastreglers zugeführt.

[0028] Die Einheit 110 benutzt ein mathematisches Prozessmodell 111. Um niedrigen rechnerischen Aufwand zu gewährleisten, ist das mathematische Modell regelungsorientiert, d.h. eine konzise Beschreibung des Systems. Das mathematische Modell 111 verwendet die Störgrössensignale 201a (TK1) und 201b (TCLT), die Lastreglerbefehle 211a (VIGV) und 211b (T/T2), Informationen über den Brennstofftyp 201c (FT) und die Kraftwerk-Prozessmessungen 203a, 203b und 203c (TK2, pK2, TAT2), um die aktuelle Ausgangsleistung des Kraftwerks 112
<EMI ID=8.1>
und die maximale Stromerzeugungskapazität 113
<EMI ID=9.1>
zu bewerten. Aus dem Vergleich der momentanen (gemessenen) Ausgangsleistung 204 (Pcc) mit dem berechneten Wert der aktuellen Ausgangsleistung 113
<EMI ID=10.1>
wird in der Einheit 120 ein Korrektursignal YMisc bestimmt.

Dieses Signal wird danach zur Korrektur des berechneten Werts 112
<EMI ID=11.1>
verwendet, wodurch sich eine adaptierte Bewertung 126
<EMI ID=12.1>
der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks ergibt. Die Bewertung 126
<EMI ID=13.1>
wird intern benutzt, aber auch am Ausgang des Leistungsreserve-Reglers bereitgestellt. In 131 wird ein Lastoffset 132
<EMI ID=14.1>
berechnet und nachfolgend von der bewerteten maximalen Stromerzeugungskapazität 126
<EMI ID=15.1>
subtrahiert 133. Das resultierende Lastsignal 135
<EMI ID=16.1>
wird in der Einheit 140 als Lastlimit verwendet. Das Signal 136
<EMI ID=17.1>
wird berechnet als die Summe 134 der Grenze 133
<EMI ID=18.1>
und der gewünschten Leistungsreservekapazität 221a
<EMI ID=19.1>
Es wird in der Einheit 140 verwendet, um den Lastsollwert 147
<EMI ID=20.1>
zu begrenzen 143.

Der Lastbereich zwischen den Grenzen 135
<EMI ID=21.1>
und 136
<EMI ID=22.1>
ist für Frequenzstützung (Komponente 225) reserviert.

[0029] FIG. 3 zeigt schematisch die Integration der ersten Ausführungsform der Leistungsreserve-Regelung (bestehend aus den Einheiten 110, 120, 130, 140) in die Steuerlogik eines Gas/Dampf-Kombikraftwerks 200. Die von der Leistungsreserve-Regelung verwendeten Signale umfassen die Stellgrössen 211a (VIGV) und 211b (7/72) des Last-/Temperaturreglers 210, Informationen über den Brennstofftyp 201c (FT), die messbaren Störgrössen 201a und 201b (TK1 und TCLT), die Kraftwerk-Prozessmessungen 203 (TK2, pK2, TAT2), die gemessene Ausgangsleistung 204 (Pcc) und die gewünschte Leistungsreservekapazität 221a
<EMI ID=23.1>
Bei aktiver Leistungsreserve-Regelung wird der vorgegebene Lastsollwert 222
<EMI ID=24.1>
auf das Lastlimit 135
<EMI ID=25.1>
begrenzt. Dies wird mit dem Minimalwertselektor 141 erzielt.

Die entstehende Leistungskapazität wird für Frequenzstützung bereitgestellt. Die Lastkomponente für Frequenzstützung 225 wird aus einer Frequenzabweichung 223 ([Delta]f) und dem Verstärkungsfaktor des Proportional-Drehzahlreglers 224 (K) bestimmt. Die Komponente 225 wird am Summationsknoten 142 addiert. Frequenzstützung ist bis zum Erreichen des Lastlimits 136
<EMI ID=26.1>
möglich 143. Der resultierende Lastsollwert 147
<EMI ID=27.1>
wird schliesslich dem Last-/Temperaturregler 210 zugeführt.

[0030] In den folgenden Absätzen werden weitere Details über die Struktur des mathematischen Modells, die Berechnung des Korrektursignals und über die Berechnung des erforderlichen Lastoffsets angegeben.

[0031] Gemäss der folgenden beispielhaften Ausführungsform des mathematischen Modells werden die individuellen Beiträge der Gasturbine und der Dampfturbine zu der Gesamtausgangsleistung getrennt bewertet. Die quasistatische Ausgangsleistung der Gasturbine
<EMI ID=28.1>
ergibt sich aus der folgenden Gleichung:

[0032] Der Parameter
<EMI ID=30.1>
beschreibt die nominale Ausgangsleistung. Diese nominale Ausgangsleistung wird für vordefinierte Umgebungs- und Betriebsbedingungen bestimmt. Die drei Funktionen YTK1 (TK1), YVIGV (VIGV) und YTIT2 (TIT2) dienen zum Skalieren der nominalen Ausgangsleistung. Der erste Faktor korrigiert die nominale Ausgangsleistung für ändernde Kompressoreintrittstemperaturen TK1. Die Faktoren YVIGV (VIGV) und YTIT2(TIT2) approximieren den relativen Einfluss auf die Gasturbinenausgangsleistung der Vorleitreihenposition VIGV und der Eintritts-Mischtemperatur der Niederdruckturbine TIT2. Die Faktoren YVIGV (VIGV) und YTIT2(TIT2) sind Funktionen des verwendeten Brennstofftyps FT.

Die quasistatische Berechnung (1) wird in der vorliegenden Ausführungsform des mathematischen Modells mit einem dynamischen Element erster Ordnung mit Zeitkonstante
<EMI ID=31.1>
erweitert, um die berechnete momentane Gasturbinenausgangsleistung
<EMI ID=32.1>
zu erhalten.

[0033] Bei einem Gas/Dampf-Kombikraftwerk sind die Dampfturbinenausgangsleistung und die Gasturbinenausgangsleistung gekoppelt, weil die Ausgangsleistung der Dampfturbine eine Funktion des Enthalpiestroms der Gasturbinenabgase ist. Bei der vorliegenden Ausführungsform des Modells ist die Ausgangsleistung der Dampfturbine
<EMI ID=34.1>
definiert als dynamische Funktion der Stellgrössen VIGV und TIT2 und der Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators TCLT- Die Gesamtausgangsleistung des kombinierten Systems
<EMI ID=35.1>
ergibt sich als Summe der Ausgangsleistungen der Komponenten.

[0034] Um die maximale Stromerzeugungskapazität bewerten zu können, müssen die Nominalwerte der Signale VIGV und TIT2 bekannt sein. Während des Betriebs werden diese Nominalwerte durch den Last-/Temperaturregler laufend berechnet. Der Nominalwert von VIGV kann eine Funktion des verwendeten Brennstofftyps FT, der Kompressoraustrittstemperatur TK2 und des Kompressoraustrittsdrucks pK2 sein. Der Nominalwert von TIT2 kann von der Kompressoreintrittstemperatur TK1, dem verwendeten Brennstofftyp FT, der Nominalposition von VIGV und der Betriebsgrenze für die Austrittstemperatur der Niederdruckturbine TAT2 abhängen. Es wurden Korrelationen zwischen TK2, pK2, TAT2 und VIGV und zwischen TAT2 und TIT2 hergeleitet. Diese Korrelationen werden im Modell verwendet, um die Nominalwerte von VIGV und TIT2 vorherzusagen.

Um die maximale Stromerzeugungskapazität
<EMI ID=37.1>
zu berechnen, werden diese Nominalwerte dann in den Gleichungen des Modells für VIGV und TIT2 substituiert.

[0035] Die Ausgangsleistung eines Kraftwerks unterliegt zahlreichen Störgrössen, wie etwa veränderlichen Umgebungsbedingungen, veränderlichen Betriebsbedingungen oder transienten Systemzuständen. Einige dieser Effekte kommen in den Modellgleichungen nicht vor. Um die Auswirkung dieser Störungen zu erfassen, wird die momentane Ausgangsleistung Pcc des Kraftwerks gemessen und mit der Modellrechnung verglichen. Wenn angenommen wird, dass die Störungen "multiplikative Form" aufweisen, ist der Modellierungsfehler durch den folgenden Quotienten gegeben:

[0036] Der Quotient
<EMI ID=39.1>
erfasst sowohl hochfrequente als auch niederfrequente Modellierungsfehler. Der hochfrequente Teil kann z.B. aus Abweichungen in der modellierten Gasturbinen-Lastdynamik stammen oder das Ergebnis von Messrauschen sein. Niederfrequente Störungen resultieren aus langsamen dynamischen Vorgängen, z.B. thermischen Transienten, Alterung oder sich ändernden Umgebungsbedingungen. Die Störeinflüsse werden durch Anwenden einer Filteroperation auf den Quotienten
<EMI ID=40.1>
in niederfrequente und hochfrequente Beiträge aufgetrennt. Die niederfrequenten Störeinflüsse werden extrahiert als

[0037] Der Parameter tadpt ist die Zeitkonstante eines Tiefpassfilters. Die Frequenz (2[pi] . -tadpt)<-1 >trennt die "langsamen" von den "schnellen" Störeinflüssen. Die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität wird nur in Bezug auf langsame Störungen korrigiert. Diese Korrektur geschieht durch Multiplikation des berechneten Werts
<EMI ID=42.1>
mit dem Korrektursignal YMisc,

[0038] Die resultierende Grösse
<EMI ID=44.1>
ist die adaptierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks.

[0039] Die bewertete maximale Stromerzeugungskapazität wird im Leistungsreserve-Regler als Referenzlast verwendet. Von dieser Referenzlast wird ein erforderliches Lastoffset subtrahiert, um ein oberes Lastlimit zu erhalten. Die Berechnung des Lastoffsets basiert auf der Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve und auf Annahmen bezüglich der dynamischen Eigenschaften der beteiligten Komponenten. Die Spezifikation der Leistungsreserve umfasst gewöhnlich eine Anforderung bezüglich der statischen Reserve und auch eine Anforderung bezüglich der Transiente. Bei der vorliegenden Ausführungsform ist die statische Anforderung in Form einer gewünschten Leistungsreservekapazität in Megawatt definiert. Die Anforderung an die Transiente ist über einen gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten definiert.

[0040] In FIG. 4 ist eine Antwort der Kraftwerkausgangsleistung 401 auf einen Sprung im Lastsollwert skizziert. Aufgrund interner Dynamik kann das Kraftwerk nicht unmittelbar einer Zunahme der verlangten Leistung folgen. Die Leistungsantwort besteht aus einem schnellen Anteil 402 (Beitrag der Gasturbine) und einem langsamen Anteil 403 (Beitrag der Dampfturbine). Ebenfalls eingezeichnet in FIG. 4 sind die Leistungsreservenspezifikationen 410, 411a und 411b. Die (entweder durch eine gewünschte maximale Zeit 411a oder einen gewünschten minimalen mittleren Lastgradienten 411b vorgegebene) Anforderung an die Transiente erfordert, dass der Regler eine Leistungsreserve 420 vorhält, die grösser ist als die spezifizierte Leistungsreservekapazität 410.

[0041] Bei der vorliegenden Ausführungsform wird angenommen, dass die vorgegebenen dynamischen Anforderungen ausschliesslich durch die Gasturbine erfüllt werden können. Dementsprechend folgt das Lastoffset 420
<EMI ID=45.1>
als

<EMI ID=46.1>
wobei [Delta]PPRC die spezifizierte Leistungsreservekapazität 410,
<EMI ID=47.1>
der Beitrag der Gasturbine 402 und
<EMI ID=48.1>
der Beitrag der Dampfturbine 403 ist.

[0042] Die Obergrenze für den vorgegebenen Lastsollwert berechnet sich als

<EMI ID=49.1>
und die optionale zweite Grenze für den Lastbefehl folgt als

[0043] Die Erfindung ist nicht auf die oben beschriebene Ausführungsform beschränkt. Es können Abwandlungen und Änderungen an der offenbarten Ausführungsform vorgenommen werden, ohne von der in den Ansprüchen dargelegten Erfindung abzuweichen.

Nomenklatur

(Eine integrierende Komponente der Anmeldung)

[0044]
<EMI ID=51.1>

Claims

1. Verfahren zur Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität eines gasturbinenbetriebenen Kraftwerks mit einem Regler, der den Betrieb des Kraftwerks regelt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:

a. Berechnen der momentanen Ausgangsleistung und der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks auf der Basis eines mathematischen Modells des Kraftwerks;

b. Messen der momentanen Ausgangsleistung des Kraftwerks;

c. Vergleichen der berechneten momentanen Ausgangsleistung und der gemessenen momentanen Ausgangsleistung, um einen Modellierungsfehler abzuleiten;

d. Verarbeiten des Modellierungsfehlers, um ein Korrektursignal zu erzeugen;

e. Anwenden des Korrektursignals auf die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu erhalten.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das mathematische Modell des Kraftwerks ein regelungsorientiertes und dynamisches Modell ist.

3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, dass das mathematische Modell einen Eingangsvektor verwendet, der eine oder mehrere der Stellgrössen des Reglers umfasst, der den Betrieb des Kraftwerks regelt.

4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Nominalwerte der Stellgrössen bestimmt und zur Berechnung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks verwendet werden.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das mathematische Modell einen Eingangsvektor verwendet, der Störgrössen anzeigende Signale umfasst.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass das mathematische Modell einen Eingangsvektor verwendet, der Kraftwerk-Prozessmessungen umfasst.

7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass Grenzwerte der gemessenen Kraftwerk-Prozessgrössen verwendet werden, um die maximale Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu berechnen.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, dass das mathematische Modell eines oder mehrere der folgenden Signale verwendet: ein Signal, das die Vorleitreihenposition anzeigt, ein Signal, das die Nominalposition der Vorleitreihe anzeigt, ein Signal bzw. Signale, das bzw. die Turbineneintrittstemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal bzw. Signale, das bzw. die den Nominalwert bzw. die Nominalwerte der Turbineneintrittstemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal bzw. Signale, das bzw. die die Turbineneintritts-Mischtemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal bzw. Signale, das bzw. die den Nominalwert bzw. die Nominalwerte der Turbineneintritts-Mischtemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal bzw. Signale, das bzw. die die Turbinenaustrittstemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal bzw.

Signale, das bzw. die den Nominalwert bzw. die Nominalwerte der Turbinenaustrittstemperatur(en) anzeigt bzw. anzeigen, ein Signal, das die Kompressoreinlasstemperatur anzeigt, ein Signal, das die Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators anzeigt, ein Signal, das den Typ des verwendeten Brennstoffs anzeigt, ein Signal, das die Qualität des verwendeten Brennstoffs anzeigt, Signale, die den Status von Leistungserhöhungsmassnahmen anzeigen, ein Signal, das die Kompressorauslasstemperatur anzeigt, ein Signal, das den Kompressorauslassdruck anzeigt.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass unter den Bedingungen von Anspruch 1.c der Quotient der gemessenen momentanen Ausgangsleistung und der berechneten momentanen Ausgangsleistung ausgewertet wird, wodurch sich ein multiplikativer Modellierungsfehler ergibt, und dass unter den Bedingungen von Anspruch 1.e die berechnete maximale Stromerzeugungskapazität mit dem Korrektursignal multipliziert wird, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu erhalten.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass unter den Bedingungen von Anspruch 1.c die Differenz der gemessenen momentanen Ausgangsleistung und der berechneten momentanen Ausgangsleistung ausgewertet wird, wodurch sich ein additiver Modellierungsfehler ergibt und dass unter den Bedingungen von Anspruch 1.e das Korrektursignal zu der berechneten maximalen Stromerzeugungskapazität addiert wird, um eine korrigierte Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks zu erhalten.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass unter den Bedingungen von Anspruch 1.d der Modellierungsfehler durch dynamische Filterung in einen niederfrequenten Anteil und einen hochfrequenten Anteil aufgetrennt wird und der niederfrequente Anteil nachfolgend als Korrektursignal verwendet wird.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gasturbinenkraftwerk ist.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk ist.

14. Verfahren zur Regelung einer spezifizierten dynamischen Leistungsreserve eines gasturbinenbetriebenen Kraftwerks mit einer Vorrichtung, die ein Lastsollwertsignal für das Kraftwerk erzeugt, und einem Regler, der das Lastsollwertsignal empfängt und die Ausgangsleistung des Kraftwerks regelt, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:

a. Verwenden einer fortlaufend aktualisierten Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks;

b. Berechnen eines Lastoffsets durch Spezifizieren einer dynamischer Leistungsreserve und Bestimmen des Lastoffsets aus der spezifizierten dynamischen Leistungsreserve;

c. Berechnen einer Lastgrenze als Differenz der Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität und des Lastoffsets;

d. Anwenden der Lastgrenze als obere Begrenzung des Lastsollwertsignals, um ein begrenztes Lastsollwertsignal zu erhalten.

15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität gemäss einem der Ansprüche 1 bis 13 berechnet wird.

16. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 und 15, dadurch gekennzeichnet, dass die Berechnung des Lastoffsets unter den Bedingungen von Anspruch 14.b Modellannahmen verwendet, welche die dynamischen Eigenschaften des Kraftwerks berücksichtigen.

17. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Berechnung des Lastoffsets unter den Bedingungen von Anspruch 14.b einen Eingangsvektor verwendet, der eine oder mehrere Stellgrössen des Reglers umfasst, der die Ausgangsleistung des Kraftwerks regelt.

18. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass die Berechnung des Lastoffsets unter den Bedingungen von Anspruch 14.b einen Eingangsvektor verwendet, der Störgrössen anzeigende Signale umfasst.

19. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass die Berechnung des Lastoffsets unter den Bedingungen von Anspruch 14.b einen Eingangsvektor verwendet, der Kraftwerk-Prozessmessungen umfasst.

20. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Berechnung des Lastoffsets unter den Bedingungen von Anspruch 14.b eines oder mehrere der folgenden Signale verwendet: ein Signal, das die Kompressoreinlassstemperatur anzeigt, ein Signal, das die Kühlmitteltemperatur des Dampfturbinenkondensators anzeigt.

21. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass die Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve unter den Bedingungen von Anspruch 14.b die Angabe einer Grösse umfasst, die eine maximale Zeit spezifiziert, innerhalb der eine gewünschte Leistungsreservekapazität bereitgestellt werden soll.

22. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass die Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve unter den Bedingungen von 14.b die Spezifikation einer gewünschten Leistungsreservekapazität umfasst, die als ein konstanter Wert definiert ist.

23. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass die Spezifikation der dynamischen Leistungsreserve unter den Bedingungen von Anspruch 14.b die Spezifikation einer gewünschten Leistungsreservekapazität umfasst, die als ein fester Prozentsatz der Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität definiert ist.

24. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 23, zusätzlich mit den folgenden Schritten:

a. Erzeugen eines Lastsignals durch Addieren einer Lastkomponente für Frequenzstützung zu dem unter den Bedingungen von Anspruch 14.d bestimmten begrenzten Lastsollwertsignal;

b. Verwenden des unter den Bedingungen von Anspruch 24.a erhaltenen Signals als Eingabe für den Regler, der ein Lastsollwertsignal empfängt und die Ausgangsleistung des Kraftwerks regelt.

25. Verfahren nach einem der Ansprüche 22 und 23, zusätzlich mit den folgenden Schritten:

a. Berechnen einer zweiten Lastgrenze als Summe der unter den Bedingungen von Anspruch 14.c berechneten Lastgrenze und der gewünschten Leistungsreservekapazität;

b. Erzeugen eines Lastsignals durch Addieren einer Lastkomponente für Frequenzstützung zu dem unter den Bedingungen von Anspruch 14.d bestimmten begrenzten Lastsollwertsignal;

c. Anwenden der unter den Bedingungen von Anspruch 25.a erhaltenen zweiten Lastgrenze als Obergrenze für das unter den Bedingungen von 25.b erhaltene Lastsollwertsignal;

d. Verwenden des unter den Bedingungen von Anspruch 25.c erhaltenen Signals als Eingabe für den Regler, der ein Lastsollwertsignal empfängt und die Ausgangsleistung des Kraftwerks regelt.

26. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gasturbinenkraftwerk ist.

27. Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk ist.

28. Stromerzeugungssystem, umfassend:

- ein gasturbinenbetriebenes Kraftwerk;

- eine Regeleinheit, die den Betrieb des Kraftwerks regelt;

- eine Bewertungseinheit, die gemäss einem der Ansprüche 1 bis 13 arbeitet und die laufend eine Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks liefert.

29. Stromerzeugungssystem nach Anspruch 28, zusätzlich mit einer Vorrichtung zum Anzeigen der Bewertung der maximalen Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks für den Bediener des Kraftwerks.

30. Stromerzeugungssystem nach einem der Ansprüche 28 und 29, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gasturbinenkraftwerk ist.

31. Stromerzeugungssystem nach einem der Ansprüche 28 und 29, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk ist.

32. Stromerzeugungssystem, umfassend:

- ein gasturbinenbetriebenes Kraftwerk;

- eine Vorrichtung, die ein Lastsollwertsignal für das Kraftwerk erzeugt;

- eine Regeleinheit, die das Lastsollwertsignal empfängt und die Ausgangsleistung des Kraftwerks regelt;

- eine Vorrichtung, welche die Spezifikation einer dynamischen Leistungsreserve ermöglicht;

- eine Regeleinheit, die gemäss einem der Ansprüche 14 bis 27 das Kraftwerk so betreibt, dass die spezifizierte dynamische Leistungsreserve aufrechterhalten wird.

33. Stromerzeugungssystem nach Anspruch 32, zusätzlich mit einer Vorrichtung zum Anzeigen der unter den Bedingungen von Anspruch 14.c berechneten Lastgrenze für den Bediener des Kraftwerks.

34. Stromerzeugungssystem nach einem der Ansprüche 32 und 33, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gasturbinenkraftwerk ist.

35. Stromerzeugungssystem nach einem der Ansprüche 32 und 33, dadurch gekennzeichnet, dass das Kraftwerk ein Gas/Dampf-Kombikraftwerk ist.