CN101150292B - 用于检测和转变到电孤岛运行的方法和系统 - Google Patents
用于检测和转变到电孤岛运行的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101150292B CN101150292B CN2007101533925A CN200710153392A CN101150292B CN 101150292 B CN101150292 B CN 101150292B CN 2007101533925 A CN2007101533925 A CN 2007101533925A CN 200710153392 A CN200710153392 A CN 200710153392A CN 101150292 B CN101150292 B CN 101150292B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas turbine
- combustion gas
- fuel
- load
- transient
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000012546 transfer Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 138
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims abstract description 102
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 25
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 92
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 52
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 24
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 24
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 32
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 24
- 230000006870 function Effects 0.000 description 20
- 238000013461 design Methods 0.000 description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 6
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 5
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 5
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000008485 antagonism Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
- F02C9/42—Control of fuel supply specially adapted for the control of two or more plants simultaneously
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
- F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
- F02C9/46—Emergency fuel control
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2260/00—Function
- F05D2260/80—Diagnostics
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
用于多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路的瞬态燃料控制的方法，所述的方法包括：基于燃气涡轮机的燃料命令的迅速改变(64)和涡轮机轴的加速度中的至少一个的指示检测(54、72)瞬态电网事件(52)；当指示了瞬态电网事件时命令(71)燃气涡轮机控制器将燃气涡轮机转变到至少一个中间负荷；在瞬态电网事件期间调整燃烧器燃料分离(74)以维持燃烧器稳定性，和使用预先确定的孤岛负荷需求信号(76、84、86)来在连接的燃气涡轮发电机之间分配(图9)孤岛负荷需求。
Description
技术领域
本发明涉及用于公用电力事业的发电且特别地涉及电厂发电机的“孤岛化(island)”。
背景技术
孤岛控制典型地涉及从并网运行到隔离运行，另外地已知为孤岛模式的过渡和随后的稳态孤岛模式运行。典型地孤岛模式运行用于支持相对地小的局部“家用”负荷。并网运行典型地将电力供给到外部电负荷。作为将发电机与外部电负荷联接的联络线断路器切断的结果发生到孤岛模式的过渡，在此期间涡轮机保持运行以支持局部电厂电负荷。在过渡到孤岛模式期间，控制系统响应于联络线断路器的断开且激活孤岛速度控制调控器以自动地维持每孤岛速度设定点的系统频率。
燃气涡轮机孤岛模式可运行性典型地涉及两个阶段：电网分离阶段和孤岛调控器控制阶段。在电网分离阶段期间，燃气涡轮机经历甩负荷(load rejection)。发电机上的负荷突失可能导致燃气涡轮机显著加速到超速情况。为应对轴加速和超速，例如下垂(droop)调控器的速度调控器通过迅速地降低燃料而做出响应，以限制加速和避免燃气涡轮发电机的超速。源自速度调控器响应的燃料迅速降低在电网分离阶段施加了涡轮机可运行性限制。在下一个阶段期间，孤岛调控器采取控制且调节频率到孤岛速度设定点。
经常要求发电厂在意外的与电网断开后提供不中断的发电以支持在瞬态电网分离期间和以后的局部电负荷。刚好在电网分离前的局部厂电负荷需求和输出到电网的电力的量之间的差异(“净负荷不平衡”)指示了在电网分离阶段的电瞬态和燃气涡轮发电机响应。如果净负荷不平衡大，则作为结果燃气涡轮发电机速度和加速度响应可能相当大。作为结果的燃气涡轮发电机响应可以确定在电网分离阶段期间支持局部厂电负荷的能力。
常规地，在与电网并网运行时调节燃气涡轮机的相同的下垂调控器用于燃气涡轮机到孤岛模式的过渡。下垂调控器调节了驱动发电机的燃气涡轮机的燃料命令以维持用于电网的希望的频率。当从电网断开时，下垂调控器响应于作为局部负荷变化的结果发生的孤岛频率的变化。在从电网模式运行到孤岛模式运行的过渡期间发生的负荷和频率的变化可能是快速的和大的。在此过渡期间，下垂调控器可能不能完全地响应于变化。进一步地，下垂调控器可能在孤岛模式期间不能将发电机频率恢复到标称频率。例如预设和修整算法的另外的功能性已经添加到常规的下垂调控器以允许在孤岛调控器控制中修正和恢复标称频率。
在电网分离时，燃气涡轮机燃料调控器通过迅速地降低送到燃烧器的燃料而对作为结果的轴加速起作用。加速增加了到燃气涡轮机的空气流量。与燃气涡轮机空气流量改变相关联燃料削减导致了可能超过燃气涡轮机干式低NOx可运行性设计规格的瞬态燃烧器燃料/空气混合物。
应对此瞬态的传统的方法是过渡到稳健的燃烧运行模式，该模式可以支持在瞬态期间的迅速的燃料和空气改变。此常规方法限制了在瞬态期间的最大电力孤岛负荷需求，且在一些情况中要求电厂内局部的明显的负荷脱离(load shedding)。替代地，在电网分离前在电厂运行限制了电厂输出电力因此限制了在电网断开时刻的净负荷不平衡时进行对燃气涡轮机运行的谨慎的管理。此常规方法可能限制在正常运行期间燃气涡轮发电机可获得的最大负荷。
存在对于提供了改进的孤岛模式运行和到孤岛模式过渡的燃气涡轮机控制系统的长期需求。进一步地，也存在对于不受例如以上所描述的常规控制系统的一些或全部限制的控制系统的长期需求。
发明内容
开发了为多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路提供瞬态燃料控制的方法，方法包括：基于燃气涡轮机的燃料命令的迅速改变和涡轮机轴的加速度中的至少一个的指示检测瞬态电网事件；当指示了瞬态电网事件时，命令燃气涡轮机控制器将燃气涡轮机转变到至少一个中间负荷；在瞬态电网事件期间调整燃料分离以维持燃烧器稳定性；和使用预先确定的孤岛负荷需求信号来在连接的燃气涡轮发电机之间分配总的电厂孤岛负荷需求。
开发了另一个方法为多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路提供瞬态燃料控制，方法包括：基于燃气涡轮机的燃料命令的迅速改变或涡轮机轴的加速度中的至少一个的指示检测瞬态电网事件；作为瞬态电网事件的结果加速燃气涡轮机；当指示了瞬态电网事件时，命令燃气涡轮机控制器将燃气涡轮机转变到至少一个中间负荷；在瞬态电网事件期间调整燃烧器燃料分离以维持燃烧器稳定性；和使用预先确定的孤岛负荷需求信号来在连接的燃气涡轮发电机之间分配总的电厂孤岛负荷需求。
开发了用于多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路的燃料控制系统，所述的系统包括：包括燃烧器和控制器的燃气涡轮机；监测电网情况且感测电网瞬态事件的检测系统；所述的控制器包括在接收来自检测器的指示了电网瞬态事件的信号时执行瞬态燃料控制算法的计算机，其中所述的算法进行如下的步骤：生成控制信号以转变燃气涡轮机的至少一个到中间负荷；在瞬态电网事件期间调整燃烧器燃料分离以维持燃烧器稳定性，和基于预先确定的孤岛负荷需求信号在连接的燃气涡轮发电机之间分配孤岛负荷需求。
附图说明
图1是包括燃气涡轮发电机的发电和和负荷系统的示意图。
图2是用于示出了适用于孤岛模式运行的下垂调控器的常规运行的功能图的流程图。
图3和图4是图示了用于具有干式低氧化亚氮(DLN)燃烧器的燃气涡轮机的常规燃料喷嘴组和常规燃料回路布置的示意图。
图5示出了工业燃气涡轮机的典型的常规DLN燃烧器的模式指示。
图6示出了将DLN燃烧器从点燃到全负荷以及从全负荷到停机的过渡的模式顺序。
图7描绘了用于将多个单元过渡到孤岛模式的新颖的孤岛控制功能。
图8是将多个单元转变到孤岛模式的新颖的负荷分离技术的图表。
图9描绘了用于增进大瞬态期间燃烧器性能的新颖的锚定燃料回路分离调整算法。
图10至图33是示出了当燃气涡轮机从基本负荷过渡到孤岛模式时适合于执行图9中示出的方式的控制器的仿真性能的图表。
具体实施方式
披露了用于检测电网分离和转变到孤岛模式运行的方法和系统。当检测到电网分离时，方法和系统在瞬态电网分离期间控制连接的燃气涡轮机组，以维持燃气涡轮发电机可运行性。瞬态燃料控制方法和系统增进了燃气涡轮机的可运行性。系统可以实施在常规燃气涡轮机控制器上，该控制器可以包括下垂调控器。系统一般地涉及添加的软件控制算法。
图1是发电和负荷系统5的示意性，系统包括可连接到公用电力事业电网12且连接到局部电力负荷(电厂附件)14，例如发电机现场的制造厂的燃气涡轮发电机(多个燃气涡轮发电机)10。在图1中示出的单线代表将发电机与电网和电力负荷连接的多相电力线。电厂可以包括支持电厂运行用于连接的燃气涡轮发电机10的电厂附件14。变压器将发电机的输出电压转变为电厂附件和电网所希望的输入电压。
断路器建立了发电机10和电网12之间以及发电机10和局部电厂附件14之间的连接。发电机断路器20将发电机10联接到变压器16和18，联络线断路器22将升压变压器16联接到电网12且第三附件断路器24将附件变压器18联接到局部电厂附件负荷14。
当发电机10的输出电力与电网隔离时发生“孤岛化”或孤岛模式。在孤岛模式中，联络线断路器22断开且发电机断路器20和局部电厂附件负荷断路器24保持闭合。在孤岛化期间，燃气涡轮发电机10可以仅为局部电厂负荷14提供流过单元附件变压器18的电力。
在向电网供电时，燃气涡轮机典型地利用下垂调控器来维持发电机输出电力的希望的电频率。当发电机10正向电网12供电时，电频率的下降一般地指示了供给电网12的发电容量小于电网上的负荷需求。相反地，如果电网12上的电力的频率高于标称频率，则供给到电网的发电容量大于需求的负荷。
下垂调控器通过反比于电网频率与例如额定电网频率的标称电网频率的差异改变涡轮机的动力输出来适应电网内频率的变化。例如，如果电网频率下降到低于标称电网频率，则下垂调控器检测到电网频率下降且命令涡轮机以反比于额定电网频率和实际电网频率之间的差异增加其动力输出。相反，如果电网频率增加到额定频率以上，则下垂调控器检测到实际电网频率与标称电网频率之间的差异且命令涡轮机调控器按比例降低动力输出。
燃气涡轮发电机调控器的下垂响应典型地指导致100％涡轮机负荷输出改变所要求的百分比频率变化。例如，4％的下垂响应意味着由4％电网频率改变燃气涡轮机负荷输出改变100％。换言之，4％的下垂调控器将对每1％的电网频率改变修改燃气涡轮机输出25％。电网频率和涡轮机速度按比例相关。对于4％的下垂响应，每1％的涡轮机轴速度改变使发电机输出电力改变25％。
图2描绘了在孤岛调控器控制中利用的常规的下垂控制和附加的自动频率修正算法。常规地，在与电网并网运行中调节燃气涡轮机的相同的下垂调控器26也用于将燃气涡轮机过渡到孤岛模式。下垂调控器调节了驱动发电机的燃气涡轮机的燃料命令以维持希望的电网频率。当从电网断开时，下垂调控器响应于作为局部电厂负荷改变的结果所发生的孤岛频率的改变。在从电网模式运行过渡到孤岛模式运行期间发生的负荷和频率的改变可能是快速的和大的。在此过渡期间，下垂调控器可能不能完全地响应于变化。进一步地，在孤岛模式期间下垂调控器可能不将发电机频率恢复到标称频率。例如预设和修整算法的另外的功能性已经添加到常规的下垂调控器，以允许在孤岛调控器控制中修正和恢复标称频率。
图2描绘了利用在孤岛调控器控制中的带有附加的自动频率修正算法的常规下垂调控器。下垂调控器26是计算机控制器以生成燃料命令28，该燃料命令28被燃料限制器30转化为施加到用于燃烧器的燃料控制器(未示出)的燃料命令(FSR)。调控器包括生成速度控制燃料命令(FSRN)信号的传递函数32，在控制器内速度控制燃料命令(FSRN)信号与加速燃料控制极限37和其他燃料命令被低值选择34。
在电网运行期间，电力反馈(MW反馈MWATT)信号通过传递函数且例如被下垂调整因数40乘法调整。作为结果的DWDROOP信号和速度/负荷控制命令信号(TNR)之间的差异被应用为控制命令负荷参考信号(TNRL)。TNRL信号和实际速度信号(THN)之间的差异施加到传递函数32以生成速度控制燃料命令信号(FSRN)。
一旦孤岛控制使能(孤岛使能)，则速度参考(TNRI)和轴反馈速度(TNH)信号之间的差异被误差调整操作所处理且由斜率转换来转换以生成施加到调控器设定点函数42的输入信号。输入信号触发自动调控器设定点操作以升高和降低速度/负荷参考控制命令信号(TNR)。因此，TNR被升高和降低以与速度设定点匹配。
在孤岛调控器控制模式中，例如下垂调控器的燃气涡轮机速度/负荷调控器专门用于速度控制。作为对比，当燃气涡轮机联接到电网时，速度/负荷调控器用于负荷控制。在孤岛模式运行中，燃气涡轮机下垂调控器26控制了燃料以对抗孤岛速度误差，该孤岛速度误差是孤岛速度设定点和系统频率之间的差异。如果速度设定点与系统频率不同，则下垂调控器将调整燃料控制信号到最大值或最小值以期减小速度误差。常规地，在孤岛调控器控制下的燃气涡轮机不应加载到高于90％的容量以在如果需要响应于孤岛频率下降时提供充足的裕量。如果要求附加的容量，则应使其他发电设备来支持下垂调控器控制下的隔离的电力孤岛。
装备有干式低NOx(DLN)燃烧系统的燃气涡轮机典型地利用包括多个喷嘴、预混合燃烧器的燃料输送系统。对于DLN燃料输送系统的要求典型地限制了控制器响应于迅速地改变的负荷而调整到燃烧器的燃料的能力。DLN系统提出了对于在电网分离瞬态期间支持高电力负荷需求的局部电厂要求的挑战。工业燃气涡轮机经常使用贫预混合燃烧器设计以实现低NOx排放而不使用例如水或蒸汽的稀释剂。贫预混合燃烧涉及将燃料和空气在燃烧器火焰区上游预混合以及在燃料的贫可燃性极限附近的运行，以保持峰值火焰温度且也保持低的NOx产生。贫预混合燃烧器设计经常指干式低NOx燃烧器(DLN)。为应对贫预混合燃烧所固有的稳定性问题和在跨越燃气涡轮机运行范围内所发生的宽范围的燃空比，DLN燃烧器在每个燃烧室内典型地具有多个燃料喷嘴，它们被单独地供给燃料或以子组供给燃料。燃气涡轮机燃料系统具有分开控制的回路以供给每个室内的每个喷嘴组。控制系统将在涡轮机运行范围内变化到每个回路的燃料流量(燃料分离)以维持火焰稳定性、低排放和可接受的燃烧器寿命。
图3和图4是图示了用于带有DLN燃烧器45的燃气涡轮机的燃料喷嘴组43和燃料回路布置44的示意图。DLN燃烧器可以具有六个燃料喷嘴46，它们布置为三个喷嘴组PM1、PM2和PM3。供给每个组的燃料回路以类似的指示表示，例如PM1回路供给PM1喷嘴。燃料回路可以包括速度/比例阀(SRV)、用于每个喷嘴组的燃气控制阀(GCV)和用于四个一组的歧管(Q)的燃气控制阀(GCV4)、外壳和预混合歧管。燃料回路可以在涡轮机运行范围的不同部分内开启和关闭。燃烧模式用于指示何时特定的燃料回路组被激活，例如被供给以燃料。
图5示出了用于工业燃气涡轮机的典型的常规DLN燃烧器45的模式指定。图6示出了使DLN燃烧器从点燃过渡到全负荷以及从全负荷过渡到停机的常规模式顺序。对于每个运行模式，主动燃料回路的一个通常指示为锚定(anchor)回路。锚定回路优选地被供给燃料以维持在此特定模式的范围中充足的火焰吹熄(blow out)裕量。在喷嘴处由锚定回路供给的稳健的火焰将通过引导室内的剩下的可以以更贫水平运行的被供给燃料的喷嘴而确保总的燃烧器稳定性。即使以在许多DLN燃烧器设计中使用的模式和锚定回路策略，大型燃气涡轮机负荷瞬变仍提供了对于燃气涡轮机燃料控制系统关于维持火焰稳定性的挑战。
管理大瞬变的传统方法是过渡到可以在瞬态期间支持迅速的燃料和空气改变的稳健燃烧运行模式。此常规方法限制了在瞬态期间的最大电力孤岛负荷需求且在一些情况中要求在电厂内局部的显著的负荷脱离。
如果对于孤岛模式所期望的电力需求超过了使用传统方法可获得的最大负荷，则需要替代的方法以改进在电网分离/甩负荷阶段期间的燃气涡轮机燃烧器稳定性。这些替代的方法应支持在电网分离瞬态期间和孤岛模式运行期间较高的电厂孤岛负荷。需要在过渡到孤岛模式期间在最初电厂孤岛负荷需求超过了标准孤岛甩负荷最大极限时允许部分甩负荷的新颖的瞬态燃料控制算法。瞬态燃料控制算法应不要求可能限制在正常运行，例如在非孤岛模式运行期间燃气涡轮发电机的输出的另外的运行限制。
在此披露的新颖的方法和系统提供了对于电网分离和在升高的电厂孤岛负荷下的孤岛模式运行的整合解决方案。方法和系统适合于产生电力的重型燃气涡轮机。方法和系统可以被调用以响应于到孤岛模式的计划外转变对燃气涡轮发电机控制。
已开发用于管理燃气涡轮机燃料系统的策略，以在电网分离和过渡到孤岛运行期间维持燃气涡轮机可运行性而不影响正常的燃气涡轮发电机运行。
瞬态燃料控制算法可以包括三个主要元素，即：
(A)瞬态检测：在通过燃料命令迅速改变或涡轮机轴的加速度检测了瞬态电网事件后初始化瞬态模式。检测到瞬态电网事件时，瞬态燃料控制算法被激活。检测算法与孤岛模式负荷分离和孤岛燃烧模式选择算法结合使用以在电网分离期间命令燃气涡轮机到中间负荷运行的转变。
(B)瞬态燃料控制和燃烧模式选择。瞬态燃料控制算法调整了燃烧器燃料分离和模式到模式的过渡点，以在瞬态电网事件期间维持特定的燃烧器稳定性。因为通常调控模式过渡和燃料分离的涡轮机参数可能在大瞬变期间不能足够快速地响应，所以如果检测到大瞬变则使用其他更快速的参数来优先地偏置模式过渡和燃料分离。例如，瞬态燃料控制算法将提高供给到一个回路(锚定回路)的燃料以增加过渡到孤岛调控器控制期间的燃烧器吹熄裕量。
(C)孤岛负荷分配：客户提供的孤岛负荷需求信号在负荷分配算法中被处理，该算法自动地将总的孤岛负荷需求在连接的燃气涡轮发电机之间分派。在整个瞬变中选择合适的目的DLN燃烧模式中使用分派的负荷需求，且分派的负荷需求用于预置燃气涡轮机速度/负荷参考命令(TNR)。
图7描绘了瞬态燃料控制算法的典型的总顺序流50。算法通过及时检测电瞬态、反应于瞬态和在电瞬态后的燃料管理而减轻了在计划外电网分离事件期间电力生成中的不利损失的风险。另外，算法改进了在输电系统事件影响燃气涡轮发电机时的燃气涡轮机可运行性，同时电厂仍连接到电网。瞬态燃料控制算法检测且响应于事件而不考虑电网连接状态且将燃料再分配到燃气涡轮机(多个燃气涡轮机)使得改进了燃烧器稳健性。在再次稳定后，控制算法恢复标称设定和燃料分配以再建立稳态运行。
在瞬态燃料控制算法50中合并了另外的措施来提供在联络线检测故障时对断路器的“远程检测”。基于对物理机器速度、轴加速度或二者的监测来调谐远程检测以当指示了电网分离时响应。远程检测触发了燃料系统的响应以提供次级方式来检测孤岛化。远程检测可以包括监测燃气涡轮机轴的加速度计或速度计。
顺序50可以通过输电系统事件初始化，例如在步骤52中的电网迅速失负荷，这可能导致步骤54中速度/加速度的瞬变。在输电系统事件期间，控制器确定56远程联络线断路器22是否切换。如果远程联络线断路器已改变位置(是)，则控制器初始化甩负荷顺序58且然后确定是否已选择60孤岛控制模式。如果否，则使能62正常甩负荷顺序到FSNL，燃烧器在甩负荷模式运行，例如在模式1运行，且例如降低燃料输送以维持燃气涡轮机在全速度无负荷(FSNL)下。一旦甩负荷模式释放64，单元转变到正常下垂控制66。
如果在步骤56中联络线断路器在输电系统事件发生时未切换(否)(这指示了发电机输出维持连接到电网)，则燃气涡轮机可以加速且因此导致发电机频率和/或功率改变。如果速度和加速度改变是显著的，则将触发瞬态检测使能68。如果远程联络线断路器改变位置56(是)或瞬态检测使能触发(是)，则锚定燃料回路瞬态分离算法70将分离调整施加到标称在线方案中。
图9描述了锚定回路燃料分离调整70。锚定燃料回路燃料分离(虚线)被调整以帮助在瞬态期间维持燃烧器稳定性。在瞬态初始化模式期间，锚定回路燃料分离从其事件前的标称分离被调整，使得在最初甩负荷瞬态期间锚定回路燃料流量等于或大于事件前燃料流量。一旦控制器确定瞬态初始化完成，则锚定回路燃料分离被允许匀变回到标称分离加上在瞬态恢复模式期间的偏移。最后，当瞬态偏置去除时，一旦控制器确定瞬态期间完成且机器已稳定在稳态，则锚定燃料分离匀变回到标称分离设定。
瞬态燃料控制分离调整管理了在大的迅速瞬变期间到燃烧燃料回路的燃料分配。分离调整可以与在线方案不同，因为它不依赖于考虑到扰动幅度的典型方案输入而被命令。这是必需的，因为典型的燃料分离算法在瞬态期间因为瞬态行为和从燃气路径释放的热而被延迟。
在所有运行情况期间，控制器计算可应用的预准备目的调控器设定点80(图7)和在顺序50中所利用的燃烧模式82。当从电网隔离时(步骤56为是)，控制器执行了到孤岛负荷86的转变且甩负荷到计算的目的负荷和燃烧模式。到孤岛负荷86的转变利用了预准备孤岛负荷命令算法78。孤岛负荷命令算法使用了前导/滞后单元状态76和来自电厂控制系统74的孤岛负荷需求信号作为输入。前导/滞后单元状态76通过单元规一化负荷72的主动计算来确定，单元规一化负荷使用环境情况作为规一化参数将已过滤的单元MWATT输出信号规一化。前导单元状态一般地给到具有最高输出的连接的发电机。然后在图8中描绘的孤岛负荷命令算法中处理来自电厂控制系统的孤岛负荷需求以及单元前导/滞后状态。一旦甩负荷模式被释放88且锚定燃料回路瞬态分离调整70完成，则单元转变到孤岛调控器控制90。
当在单一的电系统内存在多个发电容量时，需要在步骤76中声明前导涡轮机和滞后涡轮机。如上所提及，前导单元状态一般地给到具有最高输出的连接的发电机。在甩负荷阶段期间，前导涡轮机将规定在连接单元中的负荷分离。前导燃气涡轮机将计算在最初的甩负荷阶段期间它所承担的总电厂孤岛负荷的初始百分比。然后命令滞后涡轮机甩负荷到不由前导燃气涡轮机承担的剩余电厂孤岛负荷。因此，如果前导涡轮机负荷命令等于整个电厂负荷需求，则滞后涡轮机被命令跳脱(trip)到FSNL。进行了另外的措施以保证前导和滞后燃气涡轮机具有足够的能力来操纵到其各自的负荷命令的过渡。如果前导或滞后燃气涡轮机被命令超过其容量，则孤岛负荷故障检测84将触发到家用电的转变。前导/滞后涡轮机的此控制有助于保证多个燃气涡轮机的控制不因在每个发电涡轮机上的独立的速度检测的存在而开始振荡。没有前导和滞后状态时且如果用于每个涡轮机的每个调控器对它所检测到的反应，则系统动态导致了涡轮机响应于彼此对检测到的事件的反应的机会，因此建立了振荡。
图8是典型的新颖的控制算法，用于在孤岛模式运行期间管理两个燃气涡轮机(单元1和单元2)的孤岛负荷。在图9中示出的算法是孤岛负荷分离功能。算法将孤岛负荷需求在两个连接的燃气涡轮机之间根据预先确定的方案分离，以帮助管理在甩负荷阶段期间在每个燃气涡轮机上观察到的燃烧瞬态。负荷分离功能也用于防止连接的燃气涡轮机试图加负荷到容量的90％以上，使得维持了足够的频率响应裕量。算法取决于孤岛负荷水平(总孤岛设备负荷的百分比)确定了对于每个单元的优选的燃气涡轮机孤岛负荷分离。图9描绘了在甩负荷到高孤岛负荷期间考虑到最佳运行的多燃气涡轮机的优选负荷分派。利用该图以最稳健的方式在考虑到目标DLN运行模式和燃烧系统容量时将预先确定的孤岛负荷在两个燃气涡轮机之间分开。在表中确定的情况在下文中结合表2和图10至图33描述。
虽然图8描绘了两个燃气涡轮机单元系统，但可以使用在此披露的和在工业燃气涡轮机动力负荷技术领域中的一般技术为多于两个燃气涡轮机单元系统开发算法。
使用General Electric(GE)燃气涡轮机Mark VI发动机控制软件，使用以上结合图7和图8所描述的瞬态燃料控制算法以实时积分仿真进行测试，如在用于GE Model 7FA+e工业燃气涡轮发电机的控制系统内实施。运行仿真情况以证明瞬态燃料控制算法响应于电网分离的容量和限制且调谐用于孤岛模式的控制算法。孤岛仿真用于验证在孤岛负荷和环境情况的范围内的容量。这些情况在表1中总结。
仿真情况证明了在数个代表了设计情况的关键情况下的孤岛化功能。这些情况在表2中列出。
在表2中，情况1A、1B和1C代表了在三个环境条件下的孤岛负荷情况，其中一个燃气涡轮发电机(单元1)提供用于全动力孤岛负荷需求且第二发电机(单元2)跳脱离线到全转速无负荷(FSNL)情况。情况2A、2B和2C代表了其中动力孤岛负荷需求在两个燃气涡轮发电机(单元1和单元2)之间分离时的孤岛负荷情况。这六个情况(1A至1C和2A至2C)覆盖了在发电厂中将可能发生的负荷阶跃，且代表了用于控制速度和燃烧稳定性的情况。情况3代表了使用在图6中图示的孤岛负荷分离功能将导致两个燃气涡轮发电机单元保持在线的最低负荷，图6示出了关于孤岛负荷分离功能每个情况在何处下降。
情况4代表了到燃气涡轮机负荷的10％的阶跃。此情况对于估计蒸汽侧性能是重要的设计条件。对于所有情况提供了燃气涡轮机排放情况。
表3对于所有提出的情况总结了速度响应和吹熄裕量性能。可见对于所有情况速度响应都很好地在设计范围内。
在每个仿真情况期间捕获数据且在图10至图32中示出的图表中显示了数个关键的机器参数。在图表中所包括的参数在表4中定义。
情况1A(图10至图12)：条件为基本负荷到85MW孤岛负荷，环境温度为30
。情况1A以两个单元在基本负荷开始，例如用于电网的基本负荷。在30
时，基本负荷大约为185MW。目标孤岛负荷预设为85MW。在图10中，最初负荷下降到42.5MW大约0.3秒且然后阶跃升高到85MW。因为孤岛负荷分离功能(图6中的90)要求由一个单元承担85MW负荷且因此第二单元跳脱离线。因为在第二单元跳脱离线前存在短的延迟，所以85MW负荷短时地由两个单元共同承担，预期每个承担42.5MW。
在负荷下降时，在转速(TNH)快速升高到103.5％的最大值然后减少回到100％。在孤岛瞬态期间最大速度的设计目标为108％。为了参考，典型的全甩负荷将导致大约106％的超速且超速跳脱水平设定为110％。在图7中示出的情况期间观察到很小的欠速。在阶跃到孤岛瞬态期间最小速度的设计目标为98％。欠频率跳脱水平设定为94％。
响应于速度和加速度增加，控制系统命令总燃料流量的相当大的下降，如在第二图表中以FSR指示。FSR从80％下降到大约24％的最小值极限。第二更小的速度瞬态在FSR从最小水平增加时在大约45％处发生。
瞬态燃料控制算法的功能在图11中图示，该图示出了在四个气体燃料回路内的燃料流量。虽然到PM2和PM3燃料喷嘴和四个一组的回路的流量(W)明显下降，但到PM1回路的流量(W)增加。PM1流量通过瞬态被调整以维持在PM1喷嘴处超稳定的火焰。当瞬态进展时，单独的燃料流量逐渐返回到其正常的稳定运行水平。为评估燃烧器火焰稳定性是否充分，为每个情况计算燃烧器吹熄裕量的量。对于情况1A，在瞬态期间平均吹熄裕量为26％且最小吹熄裕量为18％。为了参考，在燃烧模式6中对于正常稳定状态运行吹熄裕量为大约7％。在阶跃到孤岛瞬态期间实现了吹熄裕量的相当大的增加。最小吹熄裕量的设计目标为20％，且因此情况1A略微小于希望的吹熄裕量。完全地预料到，对于所有情况以瞬态燃料控制算法中的附加的调谐将实现20％的最小吹熄裕量。
燃气涡轮机排气质量流量和温度趋势在图12中示出。机器情况的最大改变可见在瞬态的最初10-15秒内发生。
情况1B(图13至图15)：此仿真对于从基本负荷到85MW的孤岛负荷且环境温度为86
的过渡。在情况1B中，目标孤岛负荷为85MW且环境温度为86
。在86
时，基本负荷大约为155MW，且对于情况1B的负荷阶跃改变小于对于情况1A的负荷阶跃改变。在图13中，因为在第二单元跳脱离线中的延迟，发生了与情况1A相同的到42.5MW的最初阶跃。对于情况1B，最大速度为102.5％且几乎不存在欠速情况。速度和其他涡轮机情况(见图15)的趋势类似于情况1A但幅值较小。作为一般性原则，对于大多数其他涡轮机参数，负荷阶跃越小则从标称值的偏移越小。平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为29％和25％，这充分地在设计目标20％以上。
情况1C(图16至图18)：仿真采用了在120
环境温度下从基本负荷到85MW的孤岛负荷的过渡。在情况1C中，目标孤岛负荷为85MW且环境温度为120。在120
下，基本负荷为大约130MW，使得负荷阶跃小于情况1A和情况1B。因为第二单元跳脱离线中的延迟，所以发生了到42.5MW的最初阶跃(与情况1A和1B相同)。对于情况1C，最大速度为101.6％且几乎不存在欠速。速度和其他涡轮机情况的趋势类似于情况1A和1B但幅值较小。平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为29％和24％。
情况2A(图19至图21)是30
环境温度下从基本负荷到180MW孤岛负荷的仿真。情况2A以两个单元在30
环境下处于基本负荷开始。目标孤岛负荷被预设为180MW的负荷。孤岛负荷分离功能要求由两个单元承担180MW负荷，每个单元在90MW下运行。两个单元保持在线且经历了从基本负荷(大致185MW)到90MW的相同的瞬态。在情况2A中，最大速度为103.6％且最小速度为99.7％。这接近其中仅一个单元从188MW阶跃到85MW的情况1A的速度趋势，且确认了两个单元如果经历相同的负荷改变则它们将相互独立地行动的预期。其他涡轮机参数的趋势类似于情况1A。对于情况2A，平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为27％和21％。
情况2B(图22至图24)是86
环境温度下从基本负荷到180MW孤岛负荷的仿真。如同对于情况2A，两个燃气涡轮机单元在孤岛模式中保持在线且经历了从基本负荷(大致155MW)到90MW的相同的瞬态。在情况2B中，最大速度为102.5％且最小速度为99.9％。其他涡轮机参数的趋势类似于情况2A但幅值较小。对于情况2B，平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为30％和24％。
情况2C(图25至图27)是120
环境温度下从基本负荷到180MW孤岛负荷的仿真。如同对于情况2A和情况2B，两个燃气涡轮机单元在孤岛模式中保持在线且经历了从基本负荷(大致130MW)到90MW的相同的瞬态。在情况2C中，最大速度为101.5％且最小速度为99.9％。其他涡轮机参数的趋势类似于情况1A和1B但幅值较小。对于情况2C，平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为29％和23％。
情况3(图28至图30)是86环境温度下从基本负荷到140MW孤岛负荷过渡的仿真。在情况3中，目标孤岛负荷为140MW且环境温度为86
。140MW的负荷接近于孤岛负荷分离功能将使用两个单元来支持负荷的最低负荷。两个单元保持在线且经历了从基本负荷(157MW)到70MW的相同的瞬态。在情况3中，最大速度为103.2％且最小速度为99.9％。其他涡轮机参数的趋势类似于所有前述情况。对于情况3，平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为27％和21％。
情况4(图31至图33)是86
环境温度下从基本负荷到32MW孤岛负荷过渡的仿真。情况4包括在86
的环境温度下到仅为16MW的孤岛负荷的中间阶跃。负荷分离功能将以一个单元来支持此负荷，第二单元跳脱到FSNL。此外，负荷足够低到使用标准孤岛化功能。
在情况4中的负荷阶跃(大致155MW至16MW)大于其他情况中的任何情况且如预期速度偏移更大。在情况4中，最大速度为105.2％且最小速度为99.2％。其他涡轮机参数的趋势与其他情况有些不同。燃料系统响应预期地与使用唯一模式和燃料供给策略的标准孤岛功能不同。对于情况4，平均和最小燃烧器吹熄裕量分别为55％和47％。
虽然本发明已结合目前被认为是最实际和优选的实施例描述，但需理解的是本发明不限制于所披露的实施例，而是相反意图于覆盖包括在附带的权利要求书的精神和范围内的多种修改和等价布置。
零件列表
参考序号 描述
5 电系统
10 燃气涡轮发电机
12 公用电力事业电网
14 局部电力负荷
15 燃气涡轮机马达控制中心
16 变压器
18 变压器
20，22，24联络线断路器开关
26 下垂调控器
28 燃料命令
30 燃料限制器
32 传递函数
34 将燃料信号与参考比较
37 加速燃料控制极限
40 下垂调节因数
42 调控器设定点
43 燃料喷嘴组
44 燃料回路
45 DNL燃烧器
45 燃料喷嘴
50 总顺序损失流
52 电网负荷
54 控制器
56 选择孤岛模式
58 甩负荷
60 在甩负荷中运行燃烧器
62 电厂动力水平的平衡
64 因为频率或动力改变的加速
66 瞬态分离偏置
68 待应用的在线保护
70 燃料控制调节加速度
72 跳脱的远程指示
74 瞬态分离偏置
80 孤岛负荷策略
82 运算器通信
84 速度负荷设定点
86 燃料控制分派最小燃料设定
88 速度恢复的孤岛控制
90 孤岛模式分离功能
Claims (21)
1.一种用于多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路的瞬态燃料控制的方法，所述多个连接的燃气涡轮机包括第一燃气涡轮机，所述方法包括：
基于所述第一燃气涡轮机的燃料命令的迅速改变和所述第一燃气涡轮机的涡轮机轴的加速度中的至少一个的指示来检测瞬态电网事件，
当检测到瞬态电网事件时，命令燃气涡轮机控制器将所述连接的燃气涡轮机中的至少一个转变到至少一个中间负荷，
在瞬态电网事件期间调整所述连接的燃气涡轮机中的所述至少一个的燃烧器燃料分离以维持燃烧器稳定性，和
使用预先确定的孤岛负荷需求信号来在连接的燃气涡轮发电机之间分配孤岛负荷需求。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述燃气涡轮机中的所述至少一个是所述第一燃气涡轮机。
3.根据权利要求1所述的方法，其中调整燃料分离以提高供给到一个回路的燃料。
4.根据权利要求1所述的方法，进一步包括在整个瞬态事件期间使用分配的负荷需求来选择目的干式低氧化亚氮燃烧模式。
5.根据权利要求1所述的方法，其中检测瞬态事件包括对所述第一燃气涡轮机的速度情况的远程检测。
6.根据权利要求1所述的方法，其中分配包括对所述连接的燃气涡轮机中的所述至少一个不施加负荷。
7.根据权利要求1所述的方法，其中分配包括在所述多个连接的燃气涡轮机之间共享孤岛负荷需求。
8.根据权利要求1所述的方法，其中检测瞬态电网事件包括感测联络线断路器的变化。
9.根据权利要求1所述的方法，其中瞬态电网事件包括维持电网和每个都由所述多个连接的燃气涡轮机中的至少一个驱动的一个或多个发电机之间的连接。
10.一种用于多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路的瞬态燃料控制的方法，所述多个连接的燃气涡轮机包括第一燃气涡轮机，所述方法包括：
基于作为瞬态电网事件的结果的所述第一燃气涡轮机的燃料命令的迅速改变或所述第一燃气涡轮机的涡轮机轴的加速度中的至少一个的指示检测瞬态电网事件，
当检测到瞬态电网事件时，命令燃气涡轮机控制器将所述燃气涡轮机中的至少一个转变到至少一个中间负荷，
在瞬态电网事件期间调整所述燃气涡轮机中的所述至少一个的燃烧器燃料分离以维持燃烧器稳定性，和
使用预先确定的孤岛负荷需求信号来在连接的燃气涡轮发电机之间分配孤岛负荷需求。
11.根据权利要求10所述的方法，其中所述燃气涡轮机中的所述至少一个是所述第一燃气涡轮机。
12.根据权利要求10所述的方法，进一步包括在检测到瞬态电网事件后降低燃料参考信号。
13.根据权利要求10所述的方法，进一步包括响应于所述涡轮机轴的速度和加速度增加而命令总燃料流量的相当大的下降。
14.根据权利要求10所述的方法，进一步包括在整个瞬变中选择合适的目的干式低氧化亚氮燃烧模式中使用分派的负荷需求，且分派的负荷需求用于预置燃气涡轮机速度/负荷参考命令。
15.根据权利要求10所述的方法，进一步包括如果前导涡轮机负荷命令等于整个电厂负荷需求，则滞后涡轮机被命令跳脱到全速度无负荷。
16.一种用于多个连接的燃气涡轮机的燃料输送回路的燃料控制系统，所述系统包括：
所述燃气涡轮机，每个所述燃气涡轮机都包括燃烧器和控制器，
检测器，其监测电网的情况并感测瞬态电网事件，
所述控制器在从所述检测器接收到指示瞬态电网事件的信号时执行瞬态燃料控制算法，其中所述算法执行下列步骤：产生将所述燃气涡轮机中的至少一个转变到中间负荷的控制信号；在瞬态电网事件期间调整燃烧器燃料分离以维持燃烧器稳定性；以及基于预先确定的孤岛负荷需求信号来在连接的燃气涡轮发电机之间分配孤岛负荷需求。
17.根据权利要求16所述的系统，其中所述算法在检测到瞬态电网事件后降低燃料参考信号。
18.根据权利要求16所述的系统，还包括所述算法响应于所述涡轮机轴的速度和加速度增加而命令总燃料流量的相当大的下降。
19.根据权利要求16所述的系统，其中所述算法还在整个瞬变中选择合适的目的干式低氧化亚氮燃烧模式中使用分派的负荷需求，且分派的负荷需求用于预置燃气涡轮机速度/负荷参考命令。
20.根据权利要求16所述的系统，还包括孤岛负荷和介于所述燃气涡轮机与电网之间的联络断路器线。
21.根据权利要求20所述的系统，其中所述孤岛负荷是所述燃气涡轮机的局部设备负荷。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/533133 | 2006-09-19 | ||
| US11/533,133 US7457688B2 (en) | 2006-09-19 | 2006-09-19 | Method and system for detection and transfer to electrical island operation |
| US11/533,133 | 2006-09-19 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101150292A CN101150292A (zh) | 2008-03-26 |
| CN101150292B true CN101150292B (zh) | 2013-11-20 |
Family
ID=39134674
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2007101533925A Active CN101150292B (zh) | 2006-09-19 | 2007-09-19 | 用于检测和转变到电孤岛运行的方法和系统 |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7457688B2 (zh) |
| JP (1) | JP5457626B2 (zh) |
| KR (1) | KR101458206B1 (zh) |
| CN (1) | CN101150292B (zh) |
| DE (1) | DE102007044729B4 (zh) |
| RU (1) | RU2438027C2 (zh) |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7966102B2 (en) * | 2007-10-30 | 2011-06-21 | General Electric Company | Method and system for power plant block loading |
| FI121407B (fi) * | 2007-12-27 | 2010-10-29 | Waertsilae Finland Oy | Paikallisen sähkövoimansiirtoverkon kuormanjakosysteemin vikatilanteen käsittelyjärjestely |
| GB0813916D0 (en) * | 2008-07-31 | 2008-09-03 | Rolls Royce Plc | A Protection arrangement |
| US8997499B2 (en) * | 2009-03-04 | 2015-04-07 | Alstom Technology Ltd | Load rejection and recovery using a secondary fuel nozzle |
| US9267443B2 (en) | 2009-05-08 | 2016-02-23 | Gas Turbine Efficiency Sweden Ab | Automated tuning of gas turbine combustion systems |
| US8437941B2 (en) | 2009-05-08 | 2013-05-07 | Gas Turbine Efficiency Sweden Ab | Automated tuning of gas turbine combustion systems |
| US9354618B2 (en) | 2009-05-08 | 2016-05-31 | Gas Turbine Efficiency Sweden Ab | Automated tuning of multiple fuel gas turbine combustion systems |
| US9671797B2 (en) | 2009-05-08 | 2017-06-06 | Gas Turbine Efficiency Sweden Ab | Optimization of gas turbine combustion systems low load performance on simple cycle and heat recovery steam generator applications |
| US8285516B2 (en) * | 2010-07-13 | 2012-10-09 | General Electric Company | Systems, methods, and apparatus for determining steady state conditions in a gas turbine |
| US9008850B2 (en) | 2010-08-24 | 2015-04-14 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Systems and methods for under-frequency blackout protection |
| US8965592B2 (en) | 2010-08-24 | 2015-02-24 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Systems and methods for blackout protection |
| US10310480B2 (en) | 2010-08-24 | 2019-06-04 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Systems and methods for under-frequency blackout protection |
| US9660451B1 (en) * | 2010-11-29 | 2017-05-23 | Sunpower Corporation | Islanded operation of distributed power sources |
| EP2458180A1 (de) * | 2010-11-30 | 2012-05-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine bei Lastabwurf, Vorrichtung zum Regeln des Betriebs einer Gasturbine sowie Kraftwerk |
| GB2490510B (en) * | 2011-05-04 | 2013-10-30 | Rolls Royce Plc | A turbine array and a method of controlling a turbine array during a loss of grid event |
| US8818565B2 (en) * | 2011-08-31 | 2014-08-26 | General Electric Company | Systems and methods for performing islanding operations |
| US9162663B2 (en) | 2011-09-09 | 2015-10-20 | Allison Transmission, Inc. | Method of optimizing vehicle performance based on countershaft acceleration |
| US9128130B2 (en) | 2011-09-15 | 2015-09-08 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Systems and methods for synchronizing distributed generation systems |
| US9297316B2 (en) * | 2011-11-23 | 2016-03-29 | General Electric Company | Method and apparatus for optimizing the operation of a turbine system under flexible loads |
| JP5868671B2 (ja) | 2011-11-28 | 2016-02-24 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 弁制御装置、ガスタービン、及び弁制御方法 |
| US8959925B2 (en) * | 2012-01-18 | 2015-02-24 | General Electric Company | Combustor recovery method and system |
| US9175810B2 (en) * | 2012-05-04 | 2015-11-03 | General Electric Company | Custody transfer system and method for gas fuel |
| US9194303B2 (en) * | 2012-08-17 | 2015-11-24 | Gerardo F. Varillas | Load rejection for gas turbine |
| CN102968097A (zh) * | 2012-10-31 | 2013-03-13 | 北京全动力能源技术有限公司 | 煤矸石综合利用电厂入炉燃料远程在线监测系统 |
| EP2738374A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and arrangement for controlling fuel supply for a gas turbine |
| CN102979630B (zh) * | 2012-12-12 | 2014-10-08 | 北京动力机械研究所 | 基于模块化能量控制的燃气轮机控制系统 |
| US9353691B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-05-31 | General Electric Company | Fuel routing system of a gas turbine engine and method of routing fuel |
| JP5972810B2 (ja) * | 2013-02-20 | 2016-08-17 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガスタービンシステム、ガスタービンの燃焼器制御装置、及びガスタービンの燃焼器制御方法 |
| US9765702B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-09-19 | Ansaldo Energia Ip Uk Limited | Ensuring non-excessive variation of gradients in auto-tuning a gas turbine engine |
| GB201312974D0 (en) * | 2013-07-19 | 2013-09-04 | Siemens Ag | Turbine engine control system |
| EP2853719A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-01 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine with staged fuel injection |
| US20150127185A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-07 | Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. | Power supply-demand control method and power supply-demand control apparatus |
| EP3075055B1 (en) | 2013-11-28 | 2019-03-06 | Vestas Wind Systems A/S | A power plant controller for generating a power reference to wind turbine generators |
| KR20160121586A (ko) * | 2014-04-10 | 2016-10-19 | 바르실라 핀랜드 오이 | 파워 엔진 유닛용의 제어 유닛 |
| US9771823B2 (en) * | 2014-06-26 | 2017-09-26 | General Electric Company | Power generation system control following transient grid event |
| JP5889386B2 (ja) * | 2014-11-25 | 2016-03-22 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガスタービンの信頼性評価試験方法およびその装置 |
| US9798342B2 (en) | 2015-02-23 | 2017-10-24 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Detection and correction of fault induced delayed voltage recovery |
| US9906041B2 (en) | 2016-03-16 | 2018-02-27 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Decentralized generator control |
| US9912158B2 (en) | 2016-03-16 | 2018-03-06 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Decentralized generator control |
| US10135250B2 (en) | 2016-05-25 | 2018-11-20 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Inertia compensated load tracking in electrical power systems |
| US10337348B2 (en) * | 2017-03-27 | 2019-07-02 | General Electric Company | Systems and methods for controlling a power generation system |
| US10922634B2 (en) | 2017-05-26 | 2021-02-16 | General Electric Company | Determining compliance of a target asset to at least one defined parameter based on a simulated transient response capability of the target asset and as a function of physical operation data measured during an actual defined event |
| US10312694B2 (en) | 2017-06-23 | 2019-06-04 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Mode-based output synchronization using relays and a common time source |
| US10476268B2 (en) | 2018-02-09 | 2019-11-12 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Optimized decoupling and load shedding |
| US10381835B1 (en) | 2018-02-09 | 2019-08-13 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Electric power generator selection, shedding, and runback for power system stability |
| US11070060B2 (en) * | 2018-04-20 | 2021-07-20 | Eaton Intelligent Power Limited | Predictive grid control system and method based on sensitivity of variance with respect to electric power prediction |
| WO2020023028A1 (en) * | 2018-07-25 | 2020-01-30 | Siemens Aktiengesellschaft | System for analysing gas turbine power generation units |
| US11063539B2 (en) | 2019-10-03 | 2021-07-13 | General Electric Company | Methods and systems for rapid load support for grid frequency transient events |
| RU2727539C1 (ru) * | 2020-04-08 | 2020-07-22 | Виктор Абрамович Биленко | Способ реализации общестанционного уровня управления газотурбинными электростанциями (ГТЭ) с газотурбинными энергоблоками (ГТЭБ) |
| US20240079876A1 (en) * | 2022-09-01 | 2024-03-07 | Caterpillar Inc. | Techniques for limiting power using an active front end |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5252860A (en) * | 1989-12-11 | 1993-10-12 | Westinghouse Electric Corp. | Gas turbine control system having maximum instantaneous load-pickup limiter |
| CN1453919A (zh) * | 2003-05-10 | 2003-11-05 | 清华大学 | 灾变事故下避免电力系统崩溃的解列决策方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4032793A (en) * | 1974-08-08 | 1977-06-28 | Westinghouse Electric Corporation | Manual/automatic system for synchronizing multiple turbines in a combined cycle electric power plant |
| JPS58190233A (ja) * | 1982-04-28 | 1983-11-07 | 株式会社東芝 | 発電プラントの運転・制御方法 |
| JPH04358725A (ja) * | 1991-06-04 | 1992-12-11 | Toyota Motor Corp | ガスタービン発電機の並列運転制御装置 |
| JPH0678476A (ja) * | 1992-08-21 | 1994-03-18 | Hitachi Ltd | 発電システム |
| JP3499026B2 (ja) | 1994-12-20 | 2004-02-23 | 株式会社東芝 | ガスタービン燃料供給装置 |
| US5748500A (en) * | 1995-11-14 | 1998-05-05 | Electric Power Research Institute, Inc. | System to assess the starting performance of a turbine |
| US6095793A (en) * | 1998-09-18 | 2000-08-01 | Woodward Governor Company | Dynamic control system and method for catalytic combustion process and gas turbine engine utilizing same |
| JP3967483B2 (ja) * | 1999-01-20 | 2007-08-29 | 西芝電機株式会社 | 発電設備の系統連系保護装置 |
| US6164057A (en) * | 1999-03-16 | 2000-12-26 | General Electric Co. | Gas turbine generator having reserve capacity controller |
| JP3828738B2 (ja) | 2000-10-31 | 2006-10-04 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン燃料制御装置 |
| JP4305949B2 (ja) * | 2003-07-18 | 2009-07-29 | 株式会社Ｉｈｉ | ガスタービン発電装置の制御モード切替方法 |
| JP2005143231A (ja) * | 2003-11-07 | 2005-06-02 | Toshiba Corp | 所内単独運転移行制御装置および所内単独運転移行制御方法 |
| US7161257B2 (en) * | 2004-03-08 | 2007-01-09 | Ingersoll-Rand Energy Systems, Inc. | Active anti-islanding system and method |
| US7211906B2 (en) * | 2005-04-04 | 2007-05-01 | Tma Power, Llc | Rankine—microturbine for generating electricity |
-
2006
- 2006-09-19 US US11/533,133 patent/US7457688B2/en active Active
-
2007
- 2007-09-18 RU RU2007134749/06A patent/RU2438027C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-09-18 DE DE102007044729.0A patent/DE102007044729B4/de active Active
- 2007-09-18 JP JP2007241451A patent/JP5457626B2/ja active Active
- 2007-09-19 KR KR1020070095395A patent/KR101458206B1/ko active IP Right Grant
- 2007-09-19 CN CN2007101533925A patent/CN101150292B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5252860A (en) * | 1989-12-11 | 1993-10-12 | Westinghouse Electric Corp. | Gas turbine control system having maximum instantaneous load-pickup limiter |
| CN1453919A (zh) * | 2003-05-10 | 2003-11-05 | 清华大学 | 灾变事故下避免电力系统崩溃的解列决策方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| JP特开2003-013744A 2003.01.15 |
| JP特开2003-250223A 2003.09.05 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20080026070A (ko) | 2008-03-24 |
| US7457688B2 (en) | 2008-11-25 |
| DE102007044729B4 (de) | 2024-05-23 |
| JP5457626B2 (ja) | 2014-04-02 |
| RU2007134749A (ru) | 2009-03-27 |
| JP2008075652A (ja) | 2008-04-03 |
| KR101458206B1 (ko) | 2014-11-04 |
| DE102007044729A1 (de) | 2008-04-03 |
| US20080071427A1 (en) | 2008-03-20 |
| CN101150292A (zh) | 2008-03-26 |
| RU2438027C2 (ru) | 2011-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101150292B (zh) | 用于检测和转变到电孤岛运行的方法和系统 | |
| US9388753B2 (en) | Generator control having power grid communications | |
| US8694170B2 (en) | Gas turbine operation control device and operation control method | |
| CN102946224B (zh) | 保障送端电网安全稳定的火电机组功率预测控制系统 | |
| CN102953775A (zh) | 基于燃气-蒸汽联合热电联供机组的自动发电控制系统 | |
| Wang et al. | System frequency regulation in Singapore using distributed energy storage systems | |
| Shankar et al. | Load-following performance analysis of a microturbine for islanded and grid connected operation | |
| CN109066780B (zh) | 汽轮机单机孤网运行deh控制方法 | |
| CN114204604A (zh) | 具有互连功率产生的负载分担 | |
| JP2002138856A (ja) | ガスタービン燃料制御装置 | |
| JP3887777B2 (ja) | ガスタービン発電設備のガバナフリー制御方法及び制御装置 | |
| Pearmine et al. | Influence of wind turbine behaviour on the primary frequency control of the British transmission grid | |
| CN116382200A (zh) | 一种机组全负荷自稳定系统及其运行方法 | |
| CN203086401U (zh) | 保障送端电网安全稳定的火电机组功率预测控制装置 | |
| CN111486006B (zh) | 一种燃气轮机控制系统的升级方法 | |
| US20210396185A1 (en) | Method for operating a power plant, and power plant | |
| JP7430167B2 (ja) | 地域マイクログリッドの復電方法 | |
| RU2727539C1 (ru) | Способ реализации общестанционного уровня управления газотурбинными электростанциями (ГТЭ) с газотурбинными энергоблоками (ГТЭБ) | |
| Rai et al. | Investigations on Effect of Frequency Variation on the Performance of Combined Cycle Gas Turbine | |
| JP2004060615A (ja) | ガスタービン設備の制御装置およびガスタービン設備の運転制御方法 | |
| Meegahapola et al. | Investigation of frequency stability during high penetration of CCGTs and variable-speed wind generators in electricity networks | |
| Ngamroo | Two-level inter-area oscillation dampers design by Monte Carlo simulation | |
| JP2692974B2 (ja) | 複合発電プラントの制御方法 | |
| CN112350333B (zh) | 一种适应孤网运行下fcb触发的控制方法及装置 | |
| Bin’ko et al. | Implementation of an Automatic Frequency and Power Control System at Pregol’skaya TPP |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231226 Address after: Swiss Baden Patentee after: GENERAL ELECTRIC CO. LTD. Address before: New York, United States Patentee before: General Electric Co. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |