DE112009000663B4 - Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage - Google Patents

Abstract

Verfahren zum Betrieb einer 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, mit 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 dem Netz (21) mit der gegebenen Netzfrequenz (F) in Verbindung steht, wobei zwischen dem ersten Generator (18) und dem Netz (21) ein Frequenzumrichter (27) angeordnet ist und der zweite Generator (8) frequenzmässig direkt an das Netz (21) mit der Netzfrequenz (F) gekoppelt ist, wobei das Verfahren aufweist, dass die Drehzahl der Dampfturbine (24) fest an die Netzfrequenz (F) des elektrischen Netzes (21) gekoppelt ist und die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) geregelt wird, dadurch gekennzeichnet, dass beim Auftreten kurzzeitiger Über- oder Unterfrequenz-Ereignisse im Netz (21) die mechanische Drehzahl (nmech) der Gasturbine (12) geregelt angepasst wird, während die Dampfturbinendrehzahl sich mit der Netzfrequenz ändert, wobei bei Unterfrequenz des Netzes (21) die mechanische Drehzahl (nmech) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer abgesenkt wird als die Netzfrequenz und/oder bei Überfrequenz des Netzes (21) die mechanische Drehzahl (nmech) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer angehoben wird als die Netzfrequenz (F).

Description

• 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 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.
• 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 11. 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 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 11 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 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 3 in einer Kraftwerksanlage 10" grundsätzlich zwischen der Welle 19 der Gasturbine 12 und dem ersten Generator 18 (Turbinenstrang 11') 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 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 JOOS, Franz [et al.]: Field experience with the sequential combustion system of the GT24/GT26 gas turbine family. In: ABB review, 1998, No. 5, S. 12-20. – ISSN 1013-3119 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 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 5 520 512 A 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 6 628 005 B2 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 1 ).
• Aus der US 5 694 026 A 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 6 979 914 B2 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 OFFRINGA, L. J. J. ; DUARTE, J. L.: A 1600 kW IGBT converter with interphase transformer for high speed gas turbine power plants. In: Conference record of the 2000 IEEE Industry Applications Conference – thirty-fifth IAS Annual Meeting and World Conference on Industrial Applications of Electrical Energy – Vol. 4 of 5, 8 - 12 October 2000, S. 2243-2248. – ISBN 0-7803-6401-5 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 Gleichstrom- oder 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.
• DE 29 45 404 A1 , auf der der Oberbegriff des unabhängigen Anspruchs 1 basiert, beschreibt eine Kraftwerksanlage mit einem Turbinenstrang aus einer Gasturbine und einem von der Gasturbine direkt angetriebenen ersten Wechselstromgenerator und einem Wellenstrang aus einer Dampfturbine und einem von der Dampfturbine direkt angetriebenen zweiten Wechselstromgenerator, wobei die Ausgänge der Generatoren mit einem Netz, das eine gegebene Netzfrequenz aufweist, verbunden sind. Der erste Generator wird bei Volllast direkt und bei Teillast über einen Frequenzumrichter an das Netz gekoppelt. Der zweite Generator ist stets frequenzmäßig direkt an das Netz gekoppelt. Bei Teillast und bei verringertem Wärmeangebot in einem der Gasturbine vorgeschalteten Wärmetauscher wird die Drehzahl der Gasturbine durch Ansteuerung des Frequenzumrichters so weit vermindert, dass die Temperatur am Ausgang des Wärmetauschers wieder bis auf die Auslegungstemperatur ansteigt. Dadurch sollen Teillastwirkungsgradverluste reduziert werden.
• WO 2006/103 159 A1 beschreibt eine Vorrichtung zur Erzeugung elektrischer Leistung aus mechanischer Leistung mit einem Generator, der einen Mehrphasen-Wechselstrom erzeugt, und einem Matrixumrichter, der eine Anzahl von in einer (m x n)-Matrix angeordneten steuerbaren bidirektionalen Schaltern umfasst, um den m-phasigen Wechselstrom am Ausgang des Generators in einen gewünschten n-phasigen Wechselstrom zur Speisung einer Last oder zur Einspeisung in ein Netz aufweist.
• DARSTELLUNG DER ERFINDUNG
• Es ist Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betrieb einer Kombikraftwerksanlage zu schaffen, das sich durch einen flexiblen Betrieb bei gleichzeitig hohem Wirkungsgrad auszeichnet.
• Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit den Merkmalen des unabhängigen Anspruchs 1 gelöst. Besonders bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
• 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 Grösse und Leistung der Gasturbine weiter skaliert werden. Grösse 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 WasserDampfkreislaufes 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:
  • ◯ 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.
  • ◯ Analog gibt es bei Überfrequenz ein Unterfeuern, gefolgt von einem Überfeuern.
  • ◯ 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:
1. 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.
2. 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
• Figurenliste
• Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen
• 1 in einem Diagramm die Abhängigkeit der möglichen Leistung (Kurve A) und des Wirkungsgrads (Kurve B) einer Gasturbine von der Betriebsfrequenz;
• 2 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit Gasturbine und Dampfturbine nach dem Stand der Technik;
• 3 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit Gasturbine und einem mechanischen Getriebe sowie Dampfturbine nach dem Stand der Technik;
• 4 ein stark vereinfachtes Schaltbild eines Kombikraftwerks mit Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung sowie Dampfturbine gemäss einem Ausführungsbeispiel zur Verwendung mit einem Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage gemäß der Erfindung;
• 5 den beispielhaften inneren Aufbau eines Matrixumrichters, wie er als elektronische Entkopplungsvorrichtung in einer Anlage nach 4 zum Einsatz kommen kann;
• 6 eine zu 4 vergleichbare Anlage mit verschiedenen Möglichkeiten der Regelung nach der Erfindung;
• 7 die Abhängigkeit eines unteren Drehzahllimits von der Kompressoreinlasstemperatur.
• 8 den Verdichterwirkungsgrad in Abhängigkeit von der aerodynamischen Drehzahl;
• 9 die Regelung der aerodynamischen Drehzahl n* und der mechanischen Drehzahl n_mech über die Verdichtereintrittstemperatur T_K1;
• 10 den Verlauf des normierten Kühlluftdruckverhältnisses π_cool und des normierten Kühlluftmassenstromes m_cool über Verdichtereintrittstemperatur T_k1 für ein Kühlluftsystem der Gasturbine;
• 11 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses bei fester Kupplung nach Stand der Technik;
• 12 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses mit elektronischer Entkupplung;
• 13 den zeitlichen Verlauf eines längeren Unterfrequenzereignisses mit elektronischer Entkupplung und antizipiertem Unterfrequenzereignis;
• 14 den Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und Änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis;
• 15 den Einfluss des Verhältnisses von Netzfrequenzänderung und Änderung der Gasturbinendrehzahl auf ein antizipiertes kurzzeitiges Unterfrequenzereignis;
• 16 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis bei fester Kupplung;
• 16a den zeitlichen Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer Leistung bei einem kurzzeitigen Unterfrequenzereignis und fester Kupplung;
• 16b den zeitlichen Verlauf von Gasturbinendrehzahl und dynamischer Leistung bei einem kurzzeitigen Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und geregeltem Drehzahlgradienten;
• 17 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl; und
• 18 ein kurzzeitiges Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und antizipiertem Unterfrequenzereignis.
• WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
• In 4 ist in einem stark vereinfachten Schaltbild eines Kombikraftwerks mit Gasturbine und einer elektronischen Entkopplungsvorrichtung sowie einer Dampfturbine gemäss einem Ausführungsbeispiel zur Verwendung mit einem Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage gemäß 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 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 n_mech 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 1 199 794 A2 im Aufbau und in der Wirkungsweise beschrieben worden. Weitere Ausführungen zu einem solchen Matrixumrichter sind in der EP 1 561 273 A1 , in der DE 10 2004 016 453 A1 , der DE 10 2004 016 463 A1 und der DE 10 2004 016 464 A1 gemacht worden. In 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 n_mech 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 n_mech 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 $$n*=n_{mech}\frac{1}{\sqrt{\kappa T}},$$

  

  wird der Betrieb ferner durch die Pumpgrenze des Kompressors eingeschränkt (siehe 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/(T_k1)^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, grössere 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 6 ist ein vereinfachtes Schema eines Kombikraftwerkes Kraftwerksanlage 10 wiedergegeben, das für ein Betriebsverfahren gemäss der Erfindung ausgelegt ist. Der Turbinenstrang 11 mit der Gasturbine 12 und dem ersten Generator 18 sowie der Wellenstrang 60 der Dampfturbine 24 entsprechen denen in 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 n_mech 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 n_mech der Gasturbine die Solldrehzahl 51 auf. Quasi statisches Netz 21 bedeutet in diesem Zusammenhang, dass Änderungen der Netzfrequenz F infolge einer Änderungen der Drehzahl n_mech 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.
• 7 zeigt vereinfacht die herkömmlich zu beachtende normalisierte Mindestdrehzahl einer Gasturbine 12 über die Kompressoreintrittstemperatur T_k1, 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 n_mech deutlich erweitert werden kann. Für den stationären Betrieb ist bei herkömmlichen Gasturbinen 12 die mechanische Drehzahl n_mech 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 n_mech, 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 n_mech 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 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 n_s auf den während des Betriebs realisierten Verdichterwirkungsgrad η_comp ist in 8 schematisch dargestellt. Der höchste Verdichterwirkungsgrad η_opt wird bei einer optimalen aerodynamischen Drehzahl nopt leicht oberhalb der Pumpgrenze n_s erreicht. Bei dieser Drehzahl wird eine herkömmliche Gasturbine 12 bei Auslegungsbedingungen nicht betrieben, da der Abstand Δn_mech zur Pumpgrenze n_s eingehalten werden muss. Dies führt zu einem tieferen Verdichterdesignwirkungsgrad η_{comp d} bei der Designdrehzahl n_d.
• Bei einer Neuauslegung für eine Gasturbine 12 mit regelbarer Drehzahl kann der Verdichter 13 mit kleinerem Abstande Δn zur Pumpgrenze n_s 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_K1 durch Regelung der mechanischen Drehzahl n_mech 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 n_mech als Funktion der Verdichtereintrittstemperatur T_K1 geregelt wird, ist in 9 gezeigt. Die mechanische Drehzahl n_mech wird proportional zur Verdichtereintrittstemperatur T_K1 angehoben, um die aerodynamische Drehzahl $$n*=n_{mech}\frac{1}{\sqrt{T_{k1}}},$$

  

  konstant zu halten. Es ist weiter denkbar, dass die mechanische Drehzahl n_mech 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 T_K1d, bei der mit einer mechanischen Drehzahl n_mech die optimale aerodynamische Drehzahl nopt erreicht ist, die mechanische Drehzahl n_mech mit steigender Verdichtereintrittstemperatur T_k1 angehoben, bis das obere Limit in der mechanischen Drehzahl n_max erreicht wird. Analog wird mit sinkender Verdichtereintrittstemperatur T_k1 die mechanische Drehzahl n_mech reduziert, bis das untere Limit in der mechanischen Drehzahl nmin erreicht wird. Ab Erreichen der mechanischen Limite wird in diesem Beispiel die mechanische Drehzahl n_mech konstant gehalten.
• Die Entrittstemperaturen oder Heissgastemperaturen der Turbinen 14 a, b können unabhängig von der Verdichtereintrittstemperatur T_k1 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 n_mech betrieben Gasturbine 12, sind die Änderungen der Randbedingungen aber deutlich reduziert. Bei einer Änderung der Kompressoreintrittstemperatur T_k1 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 10 ist als Beispiel schematisch der Verlauf des normierten Kühlluftdruckverhältnisses π_cool und des normierten Kühlluftmassenstromes m_cool über Verdichtereintrittstemperatur T_k1 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 m_{cool d} bei den mindest erforderlichen Kühlluftdruckverhältnissen π_cool zur Verfügung steht.
• Bei herkömmlichen Gasturbinen steigt mit der Verdichtereintrittstemperatur T_k1 das normierte Kühlluftdruckverhältnis π_cool und der normierte Kühlluftmassenstrom m_cool. Dies führt schon bei ISO Bedingungen zu erhöhtem Kühlluftverbrauch m_cool der mit der Verdichtereintrittstemperatur weiter steigt und zu Leistungs- und Wirkungsgradeinbussen führt. Mit einer Anhebung der mechanischen Drehzahl n_mech können das normierte Kühlluftdruckverhältnis π_cool und der resultierende normierte Kühlluftmassenstrom m_cool reduziert werden. Analog kann durch ein Absenken der mechanischen Drehzahl n_mech das normierte Kühlluftdruckverhältnis π_cool und resultierend der normierte Kühlluftmassenstrom m_cool 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 11 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 11 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 n_mech 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 P_rel zunächst proportional zur Drehzahl n_mech ab. Dabei ist P_rel die relative Leistung P_rel 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 T_hot 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 T_hot 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 P_rel bei nur 98% normierter mechanischer Drehzahl n_mech betrieben wird. In dem genannten Beispiel ist die Anhebung der Heissgastemperatur T_hot 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 n_mech und resultierend auch die relative Leistung n_mech der Gasturbine 12. Während des Anstieges der Netzfrequenz zwischen t₄ und t₅ wird die relative Leistung der Gasturbine P_rel, die vom Netz 21 geforderte Leistung für Frequenzstützung überschreiten und entsprechend wird die Heissgastemperatur T_hot wieder reduziert bis beim Zeitpunkt t₅ normaler Volllastbetrieb bei Auslegungstemperatur erreicht wird.
• Die Heissgastemperatur T_hot 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 T_hot über den Volllastwert ist ein erhöhter Lebensdauerverbrauch verbunden. Je nach Netzanforderungen kann ein Kompromiss zwischen Leistungsbereitstellung für Frequenzunterstützung und Lebensdauerverbrauch eingegangen werden.
• 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 n_mech der Gasturbine 12 auf 100% gehalten. Entsprechend bleibt die relative Leistung P_rel und Heissgastemperatur T_hot 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 T_hot, um damit auch die relative Leistung P_rel der Gasturbine zu erhöhen. In diesem Beispiel kann durch eine Anhebung der T_hot auf 100.4% nicht nur einen Abfall der Gasturbinenleistung vermieden werden, sondern eine relative Leistung P_rel 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 P_rel und entsprechend die T_hot reduziert werden, bis zum Zeitpunkt t₅ wieder normaler Volllastbetrieb erreicht wird.
• In 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 grösseren Kraftwerkes vom Netz 21 oder das Zuschalten eines grösseren 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 n_mech der Gasturbine 12 und erreicht zum Zeitpunkt t₁ beispielsweise 101.5 %. Um die Last konstant auf der Auslegungsvolllast zu halten, wird entsprechend der erhöhten Drehzahl n_mech die Heissgastemperatur T_hot 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 n_mech und Netzfrequenz F kann die Gasturbine 12 weiter auf der erhöhten Drehzahl n_mech betrieben werden. Entsprechend der bei der Erhöhung der Drehzahl n_mech zwischen Zeit t₀ und t₁ durchgeführten Absenkung der Heissgastemperatur T_hot, kann jetzt die Heissgastemperatur T_hot zur Leistungssteigerung auf den Volllastwert erhöht werden. Resultierend wird die Gasturbine bei Auslegungsheissgastemperatur mit erhöhter Drehzahl n_mech 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 P_rel und entsprechend die Drehzahl n_mech reduziert werden, bis zum Zeitpunkt t₅ wieder normaler Volllastbetrieb erreicht wird.
• Um die Nettoleistung des Kombikraftwerks vor dem antizipierten Unterfrequenzereignis in der Periode von t₁ bis t₂ konstant zu halten, muss die Gasturbinenleistung P_rel eventuell angehoben werden. Durch die erhöhte Drehzahl n_mech 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 P_rel kompensiert wird.
• Würde, wie in den Beispielen von 11 und 12, während des Unterfrequenzereignisses ausserdem noch, unter der für Frequenzunterstützung üblichen Inkaufnahme von Lebensdauereinbussen, die Heissgastemperatur T_hot über den Auslegungswert erhöht, würde die Leistung der Gasturbine P_rel 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 T_hot, 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 P_rel 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 11 bis 13 gezeigten Beispielen entspricht der qualitative Verlauf der Dampfturbinenleistung typischerweise dem der relativen Leistung der P_rel der Gasturbine 12. Für den herkömmlichen Fall der festen Netzkupplung der Gasturbine 12 entsprechend 11 wird mit der mechanischen Drehzahl n_mech der Gasturbine 12 der Abgasmassenstrom und die für den Wasser- Dampfkreislauf zur Verfügung stehende Wärme reduziert. Aufgrund des reduzierten Massenstroms und der erhöhten Heissgastemperatur T_hot 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 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 14 bis 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 EP 0 858 153 A1 beschrieben. Die EP 0 858 153 A1 und ihre Anwendung auf Gasturbinen 12 mit elektronischer Entkupplung zum Netz 21 sind Bestandteil dieser Anmeldung.
• In den 14 und 15 wird die dynamische Leistung Pdyn, die während Drehzahländerungen des Wellenstranges einer Gasturbine 12 abgegeben wird, anhand von idealisierten Beispielen diskutiert.
• In 14 ist schematisch der Verlauf der Gasturbinendrehzahl n_mech, 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 f_G dargestellt ist, wird anhand von 3 Verhältnissen erläutert. Im Ausgangsfall wird die mechanische Drehzahl n_mech,1 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_dyn,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 f_G. Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung P_dyn,2 abgegeben werden. Dafür muss aber eine doppelt so grosse Absenkung der mechanischen Drehzahl n_mech,3 in Kauf genommen werden.
• Im dritten Fall wird die Drehzahl mit einem Verhältnis von 1:2 schwächer abgesengt als die normierte Netzfrequenz f_G. Entsprechend kann die nur die halbe dynamische Leistung P_dyn,3 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n_mech,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 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 n_mech,1 genau der Änderung der normierten Netzfrequenz f_G folgt und damit während der Transitenten zwischen der Zeit T₂ und T₃ zur Abgabe der dynamischen Leistung P_dyn,₁ führt. In diesem Beispiel ist der Operator über ein bevorstehendes Ereignis, wie zum Beispiel die Abschaltung eines grösseren Kraftwerkes vom Netz oder das Zuschalten eines grösseren 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 n_mech der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T₁ eine erhöhte mechanische Drehzahl n_mech. Entsprechend wird von dem Wellenstrang dynamische Leistung Pdyn aufgenommen (nicht dargestellt).
• In dem ersten Beispiel zu einem antizipierten Unterfrequenzereignis wird die mechanische Drehzahl n_mech,4 der Gasturbine 12 zunächst zwischen T₀ und T₁ um 1% erhöht. Ausserdem wird während des Netzfrequenzeinbruches zwischen T₂ und T₃ die Drehzahl n_mech,4 des Gasturbinenwellenstranges mit einem Verhältnis von 1:2 schwächer abgesengt als die normierte Netzfrequenz f_G. Entsprechend kann nur die halbe dynamische Leistung P_dyn,4 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n_mech,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_mech,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 f_G. Entsprechend kann die doppelte dynamische Leistung P_dyn,5 abgegeben werden. Die mechanische Drehzahl n_mech,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_mech, wie in dem Referenzfall mit fester Kupplung zwischen Netz 21 und Gasturbine 12.
• In den 16, 17 und 18 ist die oben diskutierte dynamische Leistung Pdyn vernachlässigt und sind die wichtigsten Prozessparameter sowie die quasistationäre Leistung P_rel 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 16a und 16b diskutiert.
• In 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 n_mech 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_hot führt. Aufgrund des reduzierten Ansaugmassenstromes sinkt die Gasturbinenleistung P_rel. 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 T₃ erreicht. Zu diesem Zeitpunkt stabilisiert sich hier auch die Netzfrequenz F bei 49 Hz. Entsprechend der niedrigen mechanischen Drehzahl n_mech und der tiefen Heissgastemperatur T_hot zum Zeitpunkt T₃ erfährt die Gasturbinenleistung P_rel einen deutlichen Einbruch. Erst mit Verzögerung bringt der Regler zur Zeit T₄ 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 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 16a wird der Verlauf der Gasturbinendrehzahl n_mech des Beispiels von einem Unterfrequenzereignis mit fester Kupplung zwischen Gasturbine 12 und Netz 21 aus 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 16b ist zum Vergleich gezeigt, wie mit einem konstanten Gradienten in der mechanischen Drehzahl n_mech die selbe kinetische Energie in der Zeitspanne zwischen T₂ und T₃ abgegeben wird, wie in dem Beispiel aus 16a. Die dynamische Leistung Pdyn wird aber auf 60% des Maximalwertes vom Beispiel aus 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 n_mech kann ganz auf die Auslegung für dynamische Leistung Pdyn verzichtet werden.
• Bei der Wahl eines Fahrkonzeptes, bei dem die Drehzahl n_mech 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 17 ist analog zu 16 das selbe Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung und konstanter Gasturbinendrehzahl schematisch gezeigt. Die mechanische Drehzahl der Gasturbine n_mech 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_rel zur Zeit T₂ zu sehen. Erst mit kurzer Verzögerung hebt die Reglung 39 die Heissgastemperatur T_hot an, um zur Frequenzstützung die Gasturbinenleistung P_rel 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 P_rel und Heissgastemperatur T_hot.
• Als weiteres Beispiel ist in 18 schematisch ein Unterfrequenzereignis mit elektronischer Entkupplung, antizipiertem Unterfrequenzereignis und während des Frequenzeinbruches konstanter gehaltener Gasturbinendrehzahl n_mech gezeigt. In diesem Beispiel ist der Operator über ein bevorstehendes Ereignis, wie zum Beispiel die Abschaltung eines grösseren Kraftwerkes vom Netz 21 oder das Zuschalten eines grösseren 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 n_mech der Gasturbine und erreicht zum Zeitpunkt T₁ beispielsweise 101 %. Um die Last P_rel konstant auf der Auslegungsvolllast zu halten, wird entsprechend der erhöhten Drehzahl n_mech 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 Pdyn aufgenommen (nicht dargestellt). Ausserdem wird der Abstand in der mechanischen Drehzahl n_mech zu einem Lastabwurf für Überdrehzahl reduziert.
• Zum Zeitpunkt T₂ beginnt das antizipierte Unterfrequenzereignis. Aufgrund der Entkopplung von Gasturbinendrehzahl n_mech und Netzfrequenz F kann die Gasturbine 12 weiter auf der erhöhten Drehzahl n_mech betrieben werden. Entsprechend der bei der Erhöhung der Drehzahl n_mech zwischen Zeit T₀ und T₁ durchgeführten Absenkung der Heissgastemperatur T_hot, kann jetzt die Heissgastemperatur T_hot zur Leistungssteigerung auf den Volllastwert erhöht werden. Resultierend wird die Gasturbine 12 bei Auslegungsheissgastemperatur mit erhöhter Drehzahl n_mech 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 n_mech 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 n_mech 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 n_mech 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_mech 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 n_mech, 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_mech und Netzfrequenzänderung als Funktion des Abstandes von der aktuellen mechanischen Drehzahl n_mech der Gasturbine 12 und den Designlimiten gewählt werden. Dabei geht das Verhältnis gegen Null, wenn sich die mechanische Drehzahl n_mech 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_mech 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 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 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 T_hot beider Brennkammern 15, 15' zur Regelung zu verwenden oder nur die T_hot 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 n_mech und Heissgastemperatur T_hot auf die Gasturbinenleistung P_rel, 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 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. 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

11,11'

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

Tk1

Verdichtereintrittstemperatur

Tk1d

Verdichtereintrittstemperatur bei Auslegungsbedingungen

Thot

Heissgastemperatur vor Turbineneintritt der Gasturbine

t0

Zeitpunkt: Start der Anhebung der Gasturbinendrehzahl n_mech

t1

Zeitpunkt: Gasturbinedrehzahl n_mech angehoben

t2

Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzabsenkung

t3

Zeitpunkt: Netzfrequenzabsenkung abgesenkt

t4

Zeitpunkt: Begin der Netzfrequenzerholung

t5

Zeitpunkt: Netzfrequenz erreicht wieder Nominalwert

T

Zeit

fG

normierte Netzfrequenz

Pdyn

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

nmech

mechanische Drehzahl

nmech d

mechanische Drehzahl bei Auslegungsbedingungen

nmin

minimal zulässige mechanische Drehzahl

nmax

maximal zulässige mechanische Drehzahl

nd

herkömmliche Verdichterdesigndrehzahl (aerodynamisch)

nopt

optimale Verdichterdrehzahl (aerodynamisch)

mcool

normierter Kühlluftverbrauch

mcool d

normierter Kühlluftverbrauch bei Auslegungsbedingung

πcοοl

normiertes Kühlluftdruckverhältnis

πcool d

normiertes Kühlluftdruckverhältnis bei Auslegungsbedingung

ηcomp

Verdichterwirkungsgrad

ηcomp d

Verdichterwirkungsgrad bei Auslegungsbedingung (herkömmliches Design)

ηopt

optimaler Verdichterwirkungsgrad

Δn

Abstandes zur Pumpgrenze des Verdichters

Claims (16)

1. Verfahren zum Betrieb einer 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, mit 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 dem Netz (21) mit der gegebenen Netzfrequenz (F) in Verbindung steht, wobei zwischen dem ersten Generator (18) und dem Netz (21) ein Frequenzumrichter (27) angeordnet ist und der zweite Generator (8) frequenzmässig direkt an das Netz (21) mit der Netzfrequenz (F) gekoppelt ist, wobei das Verfahren aufweist, dass die Drehzahl der Dampfturbine (24) fest an die Netzfrequenz (F) des elektrischen Netzes (21) gekoppelt ist und die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) geregelt wird, dadurch gekennzeichnet, dass beim Auftreten kurzzeitiger Über- oder Unterfrequenz-Ereignisse im Netz (21) die mechanische Drehzahl (n_mech) der Gasturbine (12) geregelt angepasst wird, während die Dampfturbinendrehzahl sich mit der Netzfrequenz ändert, wobei bei Unterfrequenz des Netzes (21) die mechanische Drehzahl (n_mech) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer abgesenkt wird als die Netzfrequenz und/oder bei Überfrequenz des Netzes (21) die mechanische Drehzahl (n_mech) der Gasturbine (12) stärker oder schwächer angehoben wird als die Netzfrequenz (F).
2. Verfahren nach Anspruch 1, 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.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische oder aerodynamische Drehzahl der mindestens einen Gasturbine (12) über das Übersetzungsverhältnis (X) zwischen mechanischer Drehzahl (n_mech) und Netzfrequenz (F) geregelt wird.
4. Verfahren nach Anspruche 3, dadurch gekennzeichnet, dass eine von der Regelung der Gasturbine (39) gebildete Solldrehzahl an den Regler des variablen elektronischen Getriebes (27) übertragen wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, 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.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, 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.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, 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.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, 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.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die mechanische Drehzahl (n_mech) auf einen konstanten Wert geregelt wird, sobald mechanische oder andere Grenzwerte erreicht werden.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelziele abhängig von den Aufstellungsbedingungen der Kraftwerksanlage optimiert sind.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, 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.
12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass vor einem antizipierten Unterfrequenzereignis die Drehzahl (n_mech) der Gasturbine (12) angehoben wird.
13. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass vor einem antizipierten Überfrequenzereignis die Drehzahl (n_mech) der Gasturbine (12) reduziert wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Kraftwerksleistung während der Drehzahlanpassung der Gasturbine (12) konstant gehalten wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, 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.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, 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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