IT202100004130A1 - System and method of operating an industrial gas turbine for supplying synthetic inertia to an electrical power grid - Google Patents
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Description
TITOLO
Sistema e procedimento di funzionamento di una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica a una rete di alimentazione elettrica
Descrizione
CAMPO TECNICO
La presente descrizione si riferisce generalmente al campo dei sistemi e dei procedimenti di alimentazione elettrica. Le forme di realizzazione qui descritte riguardano specificamente un procedimento per il funzionamento di una turbina industriale a gas che fornisce energia a una rete elettrica, al fine di consentire alla turbina a gas di fornire inerzia sintetica ad un generatore elettrico trasformando l?energia meccanica della turbina a gas in energia elettrica ed un sistema configurato per funzionare secondo tale procedimento. In particolare, l?inerzia sintetica ? fornita sotto forma di energia cinetica aggiuntiva fornita al generatore elettrico. Tale inerzia sintetica ? erogabile in tempi brevissimi ed ? fornita nel caso in cui la massima inerzia fisica del generatore non sia sufficiente a soddisfare i vincoli del gestore di rete, consentendo ai sistemi per la riduzione del carico di rete di avviarsi e ripristinare la frequenza richiesta, evitando i blackout.
TECNICA PRECEDENTE
I sistemi termodinamici, in cui un fluido di lavoro viene lavorato in un circuito chiuso e subisce trasformazioni termodinamiche che comprendono eventualmente transizioni di fase tra uno stato liquido ed uno stato vapore o gassoso, sono tipicamente utilizzati per convertire il calore in lavoro utile, ed in particolare in energia elettrica. In particolare, le turbine a gas sono utilizzate per azionare un generatore tramite un albero, il generatore essendo collegato ad una rete di alimentazione elettrica, generalmente tramite un apparato di disaccoppiamento elettronico ed un trasformatore elevatore convenzionale.
La rete elettrica ? generalmente collegata a una pluralit? di fonti energetiche, comprese le fonti energetiche rinnovabili e non rinnovabili, per formare un sistema di alimentazione elettrica. La frequenza del sistema di alimentazione elettrica ? una grandezza in continuo mutamento la cui derivata indica il bilanciamento tra la potenza prodotta dalle fonti energetiche e la potenza consumata dalla rete elettrica. Uno sbilanciamento momentaneo tra la potenza prodotta e la potenza consumata si traduce in un cambiamento della frequenza del sistema in cui l?energia cinetica viene immagazzinata o rilasciata in masse rotanti nel sistema [R. Eriksson et al., Synthetic inertia versus fast frequency response: a definition, IET Renewable Power Generation, vol. 12, numero 5, 9 aprile 2018, pag. 507-514].
Le fonti energetiche rinnovabili stanno diventando sempre pi? importanti per la produzione di energia elettrica. Uno svantaggio dell?uso di fonti energetiche rinnovabili in una rete elettrica ? l?intermittenza di questo tipo di risorse energetiche. A titolo di esempio, in caso di generazione di energia eolica, la velocit? del vento pu? variare notevolmente provocando una velocit? non costante della turbina eolica ed una conseguente variazione dell?energia cinetica fornita ad un generatore elettrico collegato ad una rete elettrica e provocando uno sbilanciamento che contribuisce alla sua frequenza.
Oltre agli inconvenienti derivanti dalle fonti energetiche, una rete elettrica pu? subire anche transitori di tensione di rete, cio? sbilanciamento tra potenza consumata e potenza prodotta a causa di variazioni del consumo di energia elettrica.
Alcuni transitori della tensione di rete sono contrastati dall?inerzia fisica delle masse rotanti connesse alla rete elettrica, come, ad esempio, i generatori sincroni. Questa inerzia aiuta a mantenere un bilanciamento di potenza tra il carico totale della rete elettrica e la potenza totale fornita alla rete elettrica. Con pi? sorgenti non sincrone come l?energia eolica e solare nel sistema di alimentazione, l?inerzia fisica ? ridotta, i moderni generatori di turbine eoliche sono collegati al sistema di alimentazione elettrica tramite convertitori di potenza, la loro velocit? di rotazione ? isolata dalla frequenza del sistema.
Secondo la tecnica attuale, nel caso in cui la massima inerzia fisica delle masse rotanti non sia sufficiente a soddisfare il vincolo del gestore della rete, viene fornita un?inerzia aggiuntiva, generalmente chiamata inerzia sintetica, installando un condensatore sincrono o un accumulatore di energia come un sistema di accumulo di energia a batteria, volani o simili. L?inerzia sintetica ? quindi indicata come il contributo di energia elettrica aggiuntiva da una sorgente che non rilascia intrinsecamente energia al variare della sua frequenza terminale, ma che imita il rilascio di energia cinetica da una massa rotante. Ci? fornisce una coppia elettrica proporzionale alla velocit? di variazione della frequenza (RoCoF) che resiste alle variazioni di frequenza.
Tutte queste soluzioni comportano una maggiore complessit? e costo del sistema, dovuto all?aggiunta di dispositivi elettronici esterni (convertitori), masse esterne (volani) o dispositivi a stato solido esterni per l?erogazione di energia.
Di conseguenza, di seguito vengono proposti un sistema e un procedimento migliorati per azionare una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete di alimentazione elettrica, configurati per consentire la conformit? con i codici della rete di alimentazione elettrica dove ? richiesta un?elevata risposta inerziale, non ottenibile con l?aumento dell?inerzia fisica, tipicamente laddove la penetrazione intermittente delle fonti rinnovabili ? molto elevata.
SOMMARIO
In un aspetto, l?oggetto qui descritto ? diretto ad un procedimento per far funzionare una turbina industriale a gas che fornisce energia ad una rete elettrica in risposta alla frequenza rilevata e/o alla velocit? di variazione della frequenza in una rete elettrica, per fornire un contributo controllato della coppia elettrica (chiamata anche risposta in frequenza rapida) al fine di contrastare gli effetti di una risposta inerziale ridotta. In particolare, nel caso in cui sia necessaria un?inerzia aggiuntiva, la turbina industriale a gas viene azionata per fornire una spinta di potenza attiva. Questa fase ? abbastanza veloce da evitare che la frequenza scenda al di sotto della soglia di intervento istantaneo e dura abbastanza da consentire ad un operatore di rete di avviare attivit? di riduzione del carico e pu? essere coordinata con protezioni elettriche come la perdita di rete (Loss of Mains) o la velocit? di variazione della frequenza. In un aspetto esemplificativo, il procedimento qui descritto funziona integrando l?energia cinetica erogabile da un treno di generatori a turbina a gas proporzionale alle sue caratteristiche fisiche. La relazione tra l?energia cinetica (KE) con la costante di inerzia (H), la potenza apparente (S) ed il valore di inerzia (J) ? mostrata nella seguente equazione H ? S = KE = ? ? (J) ? (??) [MWs]
Questa quantit? supplementare di energia viene raggiunta tramite un gradino di potenza attiva ottenuto dall?ampia apertura delle valvole del carburante della turbina a gas, che viene attivata quasi istantaneamente (tempo di risposta del dosaggio del carburante 100 ms) in caso di un evento di disturbo, con una banda morta appropriata per evitare interventi involontari.
In un aspetto, l?oggetto descritto nel presente documento ? diretto a un sistema configurato per funzionare secondo il procedimento di cui sopra per far funzionare una turbina industriale a gas.
In una forma di realizzazione esemplificativa, il sistema qui descritto comprende un rel? di protezione avente la capacit? di rilevare una velocit? di variazione che attiva l?integrazione di energia cinetica e una velocit? che innesca una protezione di perdita di rete.
In un?altra forma di realizzazione esemplificativa, il controllo sugli eventi di disturbo ? assegnato al regolatore della turbina a gas, a seconda della velocit? (frequenza), un controllo incrementale della velocit? (controllo derivativo) e possibilmente un ingresso esterno di velocit? di variazione della frequenza.
In una forma di realizzazione esemplificativa, una volta rilevato un evento di disturbo, viene attivato un bypass sul controllo del dosaggio di carburante, forzando un?ampia apertura dell?ingresso del gas combustibile che genera un aumento quasi istantaneo di potenza che contribuisce a smorzare la caduta di velocit?/frequenza esterna. Ci? consentir? ad un operatore di rete di attivare azioni ausiliarie di controllo della frequenza (tipicamente una riduzione del carico) ed evitare un?interruzione di corrente. Nel caso in cui l?operatore di rete non riesca, la protezione elettrica attiver? un intervento dell?interruttore del generatore a causa della perdita di rete.
In un aspetto del procedimento qui descritto, la quantit? supplementare di potenza ? praticamente indipendente dalla potenza effettiva erogata, con limitazioni sui generatori a turbina a gas che funzionano vicino al minimo tecnico.
BREVE DESCRIZIONE DEI DISEGNI
Un apprezzamento pi? completo delle forme di realizzazione divulgate dell?invenzione e di molti dei relativi vantaggi sar? facilmente ottenuto quando lo stesso diventa meglio compreso con riferimento alla seguente descrizione dettagliata quando considerata in connessione con i disegni allegati, in cui:
La Figura 1 illustra un diagramma di flusso di un nuovo procedimento migliorato per far funzionare una turbina a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete di alimentazione elettrica; e
La Figura 2 illustra uno schema di un nuovo sistema migliorato configurato per funzionare secondo il procedimento di Figura 1.
DESCRIZIONE DETTAGLIATA DELLE FORME DI REALIZZAZIONE Secondo un aspetto, il presente oggetto ? diretto ad un procedimento per il funzionamento di una turbina a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete elettrica, il procedimento comprendendo:
- rilevare un evento di sbilanciamento momentaneo tra la potenza prodotta e la potenza consumata in una rete elettrica, utilizzando sia la frequenza sia la velocit? di variazione della frequenza della rete elettrica (calcolata internamente da un sistema di controllo di una turbina a gas o da un ingresso esterno), impostando anche la logica del sistema di controllo della turbina a gas al fine di evitare l?attivazione involontaria della stessa;
- regolare l?attuale riferimento del valore di riferimento del combustibile della turbina a gas imposto dalle impostazioni pre-evento del sistema di controllo della turbina a gas;
- generare un flusso di potenza attiva supplementare ai terminali della macchina per controbilanciare il disturbo di frequenza rilevato.
Facendo ora riferimento ai disegni, la Figura 1 illustra un diagramma di flusso del ciclo operativo di un nuovo procedimento migliorato di funzionamento di una turbina a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete elettrica, la turbina a gas comprendendo un sistema di controllo della turbina a gas che include un dispositivo di controllo di dosaggio del carburante, configurato per azionare la turbina a gas e la turbina a gas comprendendo inoltre un generatore di energia elettrica dotato di un rel? di protezione del generatore, il procedimento comprendendo le seguenti fasi iterative:
- calcolare (1), mediante il sistema di controllo della turbina a gas, la frequenza di una rete di alimentazione elettrica in funzione della velocit? di rotazione dell?albero della turbina a gas, che viene continuamente monitorata tramite un dispositivo di rilevamento della velocit?;
- calcolare (2), mediante il sistema di controllo della turbina a gas, la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) della rete elettrica, detto calcolo essendo effettuato dal software del sistema di controllo della turbina a gas a partire dalla velocit? rilevata dal dispositivo rilevatore;
- calcolare (3), mediante il rel? di protezione del generatore, la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica, tramite un?uscita digitale dedicata dal rel? di protezione del generatore, che ? programmato per rilevare un cambio di frequenza improvviso (protezione ANSI 81R: questa funzione essendo una funzione di protezione standardizzata e ampiamente adottata utilizzata per la zona del generatore per la disconnessione rapida di un generatore in base al calcolo della variazione di frequenza);
- elaborare (4), mediante il dispositivo di controllo di dosaggio del carburante della turbina a gas, i dati calcolati, detta elaborazione essendo effettuata confrontando il valore della frequenza calcolata, il valore della derivata della frequenza calcolata e il valore della velocit? di variazione calcolata con valori di soglia caratteristici specifici memorizzati in una memoria del dispositivo di controllo di dosaggio del carburante per turbine a gas; e
- se (5) viene rilevato un evento di disturbo, cio? se uno o pi? dei valori confrontati supera le corrispondenti soglie caratteristiche specifiche, allora
- consentire (6) ad una quantit? supplementare di carburante di raggiungere il combustore della turbina a gas (7), tramite l?attivazione di un bypass logico sul dispositivo di controllo di dosaggio del carburante della turbina a gas.
In una forma di realizzazione esemplificativa del procedimento, detta fase di elaborazione (4) dei dati rilevati ? gestita da un algoritmo di risposta in frequenza rapida (FFR), dal confronto del valore della frequenza calcolata, dal valore della derivata della frequenza calcolata e dal valore della velocit? di variazione esterna calcolata con valori di soglia caratteristici specifici memorizzati in una memoria del dispositivo di controllo di dosaggio del carburante di una turbina a gas, che viene gestita da tre funzioni di errore, sottraendo in tempo reale i valori effettivi calcolati ed i valori tipici caratteristici dell?evento. Se le tre funzioni di errore sono coerenti (cio? se due su tre funzioni di errore superano il valore di attivazione corrispondente), viene avviata una fase di attivazione.
In un?altra forma di realizzazione esemplificativa del procedimento, detta attivazione di un bypass logico sul dispositivo di controllo di dosaggio del carburante della turbina a gas viene eseguita sovrascrivendo logicamente i valori operativi della valvola di ingresso del carburante del dispositivo di controllo di dosaggio del carburante della turbina a gas.
In una forma di realizzazione esemplificativa del sistema, dette soglie caratteristiche specifiche, dipendenti da qualsiasi gestore di rete elettrica, comprendono una caduta di frequenza inferiore dello 0,5% o superiore dello 0,5% rispetto alla frequenza di stato stazionario della rete elettrica ed una caduta della derivata della frequenza di 1Hz/s con un ritardo di 250ms.
In un?altra forma di realizzazione esemplificativa del sistema, facendo riferimento alla Figura 2, viene mostrato un sistema termodinamico, in cui un fluido di lavoro viene lavorato e subisce trasformazioni termodinamiche comprendenti eventualmente transizioni di fase tra uno stato liquido e uno stato vapore o gassoso, per convertire il calore in un lavoro utile, e in particolare nell?energia elettrica fornita a una rete elettrica.
In una forma di realizzazione del sistema, facendo sempre riferimento alla Figura 2, il sistema comprende un gruppo turbina a gas comprensivo di un compressore d?aria assiale 10, ed una turbina di potenza 11, che ? alimentata dai gas di scarico da una camera di combustione 15 e che ? collegata meccanicamente al compressore 10 da un albero comune 12. L?albero 12 ? anche collegato, direttamente o tramite un riduttore, ad un generatore 13, che trasforma parte dell?energia meccanica dell?albero 12 in energia elettrica, ad una frequenza impostata, in cui l?energia elettrica viene trasmessa ad una rete elettrica 14.
In particolare, l?aria compressa dal compressore 10 viene alimentata alla camera di combustione 15, insieme al carburante, per reagire in una reazione esotermica producendo un gas di combustione o gas di scarico, avente temperatura e pressione aumentate. Il gas di combustione fluisce alla turbina di potenza 11 dove viene espanso generando energia cinetica trasmessa all?albero 12. La quantit? di carburante alimentata al combustore 15 ? controllata da un dispositivo di controllo 16 di dosaggio del carburante della turbina a gas. Un dispositivo di raccolta dati 17 ? configurato per rilevare la velocit? di rotazione dell?albero 12. I dati rilevati dal dispositivo di raccolta dati 17 vengono elaborati dal dispositivo di controllo 16 di dosaggio del carburante della turbina a gas, per calcolare la frequenza e la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) della rete elettrica. Inoltre, un rel? di protezione del generatore calcola la velocit? di variazione della frequenza di ingresso della rete elettrica. La frequenza calcolata della rete elettrica, la derivata della frequenza della rete elettrica e la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica vengono elaborati da un?unit? logica 161 di risposta in frequenza rapida (FFR), confrontando il valore calcolato di questi parametri con valori di soglia caratteristici specifici memorizzati in una memoria del dispositivo di controllo 16 di dosaggio del combustibile della turbina a gas, per rilevare eventuali eventi di disturbo che si verificano nella rete di alimentazione elettrica. L?unit? logica FFR 161 ? accoppiata con il dispositivo di controllo 16 di dosaggio del carburante della turbina a gas. In particolare, l?unit? logica FFR 161 ? collegata ad un bypass sul dispositivo di controllo 16 di dosaggio del carburante della turbina a gas. In caso di un evento di disturbo, l?unit? logica FFR 161 forza il dispositivo di controllo 16 di dosaggio del carburante della turbina a gas a funzionare aprendo ampiamente le valvole di ingresso del carburante per consentire a una quantit? supplementare di carburante di raggiungere la camera di combustione 15.
Un importante vantaggio del sistema e del procedimento di funzionamento di una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete elettrica secondo la presente invenzione rispetto alla tecnologia attuale ? la possibilit? di rispondere ad un evento di caduta di frequenza senza aumentare la complessit? e il costo del sistema, dovuto all?aggiunta di dispositivi elettronici esterni (convertitori), masse esterne (volani) o dispositivi a stato solido esterni per l?erogazione di energia.
Inoltre, il sistema e il procedimento di funzionamento di una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete elettrica secondo la presente invenzione consentono vantaggi ancora maggiori nel caso in cui vengano applicati a turbine a gas a due alberi. Infatti, il sistema e il procedimento di funzionamento di una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica a una rete elettrica secondo la presente invenzione consentono di aggiungere artificialmente una risposta inerziale coerente a turbine a gas a due alberi che hanno solo il contributo di inerzia fisica dato dalla ruota di potenza libera (albero della turbina di potenza).
Claims (8)
1. Sistema operativo per turbina a gas configurato per azionare una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete di alimentazione elettrica (14), la turbina industriale a gas comprendendo un compressore d?aria assiale (10), configurato per fornire aria compressa a una camera di combustione (15), un ingresso di carburante della camera di combustione (15), una turbina di alimentazione (11) alimentata dai gas di scarico dalla camera di combustione (15) e collegata meccanicamente al compressore (10) da un albero (12), l?albero (12) essendo anche collegato ad un generatore (13), il generatore (13) trasformando parte dell?energia meccanica dell?albero (12) in energia elettrica che viene trasmessa alla rete elettrica (14), la turbina industriale a gas comprendendo un dispositivo di raccolta dati (17), configurato per rilevare la velocit? di rotazione dell?albero (12), un dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas, configurato per controllare l?ingresso del carburante alla camera di combustione (15) tramite le valvole di ingresso (18) del gas del carburante della camera di combustione ed un rel? (19) di protezione del generatore,
in cui il sistema operativo della turbina a gas ? caratterizzato dal dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas configurato per calcolare la frequenza della rete di alimentazione elettrica (14) dalla velocit? di rotazione dell?albero (12) rilevata dal dispositivo di raccolta dati (17) e la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) dalla frequenza calcolata della rete elettrica (14), e dal rel? (19) di protezione del generatore configurato per calcolare la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica (14),
il dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas comprendendo inoltre un?unit? logica (161) configurata per elaborare i valori calcolati della frequenza della rete di alimentazione elettrica (14), la derivata della frequenza e la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza, confrontando il valori calcolati con valori di soglia memorizzati in una memoria dell?unit? logica (161), l?unit? logica (161) essendo configurata per attivare un bypass logico sul dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas, per azionare direttamente le valvole di ingresso (18) del gas combustibile della camera di combustione.
2. Sistema secondo la rivendicazione 1, in cui l?unit? logica (161) ? un?unit? logica di risposta in frequenza rapida (FFR).
3. Procedimento per azionare una turbina industriale a gas per fornire inerzia sintetica ad una rete di alimentazione elettrica, la turbina a gas comprendendo un dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas configurato per controllare l?ingresso di carburante ad una camera di combustione (15) ed un generatore (13) provvisto di un rel? (19) di protezione del generatore, il procedimento comprendendo:
- calcolare (1) la frequenza di una rete elettrica; - calcolare (2) la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) della rete elettrica;
- calcolare (3) la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica;
- elaborare (4) i dati rilevati, confrontando il valore calcolato della frequenza rilevata, il valore calcolato della derivata della frequenza calcolata ed il valore calcolato della velocit? di variazione esterna calcolata con valori di soglia caratteristici specifici; e
- se (5) uno o pi? dei valori confrontati attraversa le soglie caratteristiche specifiche corrispondenti, allora
- consentire (6) ad una quantit? supplementare di carburante di raggiungere la camera di combustione (15) della turbina a gas.
4. Procedimento secondo la rivendicazione 3, in cui la frequenza della rete elettrica, la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) della rete elettrica e la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica sono calcolate come una funzione della velocit? di rotazione dell?albero (12) della turbina a gas.
5. Procedimento secondo la rivendicazione 3, in cui la fase di consentire (6) ad una quantit? supplementare di combustibile di raggiungere la camera di combustione (15) della turbina a gas comprende un?ampia apertura delle valvole di ingresso (18) del gas combustibile della camera di combustione.
6. Procedimento secondo la rivendicazione 3, in cui detta fase di consentire (6) ad una quantit? supplementare di carburante di raggiungere la camera di combustione (15) della turbina a gas comprende l?attivazione di un bypass logico sul dispositivo di controllo (16) di dosaggio del carburante della turbina a gas.
7. Procedimento secondo la rivendicazione 3, comprendente inoltre: applicare una banda morta su detta fase di consentire (6) ad una quantit? supplementare di combustibile di raggiungere il combustore (15) della turbina a gas.
8. Istruzioni leggibili da un elaboratore elettronico che, quando eseguite da un processore dell?elaboratore elettronico, fanno in modo che il processore dell?elaboratore elettronico esegua le fasi di:
- calcolare (1) la frequenza di una rete elettrica; - calcolare (2) la derivata della frequenza (controllo incrementale della frequenza) della rete elettrica;
- calcolare (3) la velocit? di variazione dell?ingresso di frequenza della rete elettrica;
- elaborare (4) i dati rilevati, confrontando il valore calcolato della frequenza rilevata, il valore calcolato della derivata della frequenza ed il valore calcolato della velocit? di variazione esterna con valori di soglia caratteristici specifici; e
- se (5) uno o pi? dei valori confrontati supera le corrispondenti soglie caratteristiche specifiche, allora
consentire (6) ad una quantit? supplementare di carburante di raggiungere la camera di combustione (15) della turbina a gas.
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| IT102021000004130A IT202100004130A1 (it) | 2021-02-23 | 2021-02-23 | System and method of operating an industrial gas turbine for supplying synthetic inertia to an electrical power grid |
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| IT102021000004130A IT202100004130A1 (it) | 2021-02-23 | 2021-02-23 | System and method of operating an industrial gas turbine for supplying synthetic inertia to an electrical power grid |
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Family
ID=75769873
Family Applications (1)
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| IT102021000004130A IT202100004130A1 (it) | 2021-02-23 | 2021-02-23 | System and method of operating an industrial gas turbine for supplying synthetic inertia to an electrical power grid |
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Citations (2)
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|---|---|---|---|---|
| EP2708737A1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-19 | Alstom Technology Ltd | Method for operating a thermal power plant |
| EP3396137A1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-10-31 | Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. | Gas turbine system and method of controlling the same |
-
2021
- 2021-02-23 IT IT102021000004130A patent/IT202100004130A1/it unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2708737A1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-19 | Alstom Technology Ltd | Method for operating a thermal power plant |
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| R. ERIKSSON ET AL.: "Synthetic inertia versus fast frequency response: a definition", IET RENEWABLE POWER GENERATION, vol. 12, 9 April 2018 (2018-04-09), pages 507 - 514, XP006066507, DOI: 10.1049/iet-rpg.2017.0370 |
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