WO2014096361A1 - Verfahren zum betreiben einer gasturbine im frequenzstützungsmodus - Google Patents

Verfahren zum betreiben einer gasturbine im frequenzstützungsmodus Download PDF

Info

Publication number
WO2014096361A1
WO2014096361A1 PCT/EP2013/077691 EP2013077691W WO2014096361A1 WO 2014096361 A1 WO2014096361 A1 WO 2014096361A1 EP 2013077691 W EP2013077691 W EP 2013077691W WO 2014096361 A1 WO2014096361 A1 WO 2014096361A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas turbine
compressor
frequency
air
power
Prior art date
Application number
PCT/EP2013/077691
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Nicolas Savilius
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Publication of WO2014096361A1 publication Critical patent/WO2014096361A1/de

Links

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
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • F02C3/305—Increasing the power, speed, torque or efficiency of a gas turbine or the thrust of a turbojet engine by injecting or adding water, steam or other fluids
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/16—Cooling of plants characterised by cooling medium
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/06—Purpose of the control system to match engine to driven device
    • F05D2270/061—Purpose of the control system to match engine to driven device in particular the electrical frequency of driven generator

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a gas turbine, comprising upstream of the inlet of the compressor means for cooling the air sucked by the compressor, comprising the steps of: sucking in ambient air, compressing the intake air in the compressor and supplying fuel to the compressed air, burning of the fuel-air mixture in at least one combustion chamber to a hot gas and expanding the hot gas in a turbine.
  • a power distribution network which usually has a nominal grid frequency of 50Hz or 60Hz.
  • the network operators of such networks are obliged to keep the grid frequency as stable as possible.
  • the actual network frequency depends on the load currently being polled. For example, an excessive electrical load in the power distribution network can cause its power frequency to drop. In this case, increase the power to be supplied by the power plants to compensate for the grid frequency drop.
  • a second operation mode for frequency support is the secondary frequency support operation.
  • the task of the power plant is then to return the current frequency to its nominal value.
  • the secondary control is activated and with the adjusted power the frequency error is reduced, the primary control will decrease the power. This will free them again for the next use. If it is foreseeable that the secondary control power would have to be active for a longer period of time, a minute reserve (also tertiary frequency control or tertiary frequency support) can be activated manually, whereby the power from the secondary control automatically decreases.
  • the object of the present invention is therefore to provide a method for operating a gas turbine, in which in spite of operation for frequency support, the gas turbine can be operated particularly efficiently.
  • An apparatus for cooling the incoming air is preferably a heat exchanger mounted directly behind intake air filters of the gas turbine. This is usually referred to as a compressor inlet air cooler or in English as well
  • Compressor Inlet Air Chiller (CIAC) is often referenced to those gas turbines that are installed in warmer climates, lowering the temperature of the intake air increases its density, increasing the mass flow of the compressor the gas turbine performance-enhancing.
  • the invention is based on the finding that, despite its operation, the gas turbine can be operated in the frequency support mode at nominal load and at least a portion of the
  • Frequency support required performance increase can be provided by lowering the intake compressor air.
  • Nominal load in this case means complete open inlet guide vanes and, taking into account the compressor inlet temperature of the maximum fuel mass flow in the gas turbine is burned for this state, without overfiring the gas turbine.
  • the gas turbine operator can operate the gas turbine at nominal load, despite the operating mode frequency support, whereby it operates more efficiently.
  • the particular advantage of the invention is that in the frequency-assisting operation, the gas turbine per se achieves a higher efficiency and yet can provide the power reserve required for the primary frequency-assisted mode.
  • CIAC CIAC
  • evaporation condenser which supplies a liquid to the intake air.
  • the liquid which at least partially vaporizes in the air, then cools it, even before it flows into the compressor.
  • the inventive method is also suitable for the load following operation.
  • Figure 1 shows the schematic structure of a gas turbine
  • Figure 2 is a diagram in which the position of the inlet guide vanes of the compressor, the output gas turbine power and the temperature of the intake air from the compressor at the compressor inlet is shown in each case over the mains frequency.
  • Figure 1 shows schematically a stationary gas turbine 10 with a compressor 12 and a turbine unit 14, the rotors are rigidly coupled together. Between the compressor output and the inlet section of the turbine unit 14, a combustion chamber 16 is provided. This can be configured as a silo combustion chamber, tube combustion chamber or as an annular combustion chamber. In the case of tube combustion chambers usually ten, twelve or more tube combustion chambers are provided. At the compressor rotor also a generator 11 is coupled to generate electricity. At the air inlet of the compressor 12 are at their
  • the turbine unit 14 comprises four successive turbine stages 14 a , 14 b , 14 c and 14 d , which are also shown only schematically.
  • a heat exchanger is provided as a device 9 for cooling the air, which is mounted behind not shown air filters of the gas turbine 10. It thus covers about the same flow cross-section as the filters and is usually made of copper tubes, on which aluminum fins are pushed. Through the copper tubes, a cooled glycol-water mixture can be passed. If necessary, the temperature of the gas turbine intake air can be reduced with the aid of the heat exchanger.
  • the compressor 12 draws in ambient air, compresses it and supplies it to the combustion chamber 16. There, the compressed air is mixed with a fuel B and in one Flame burned to a hot gas HG.
  • the hot gas HG flows into the inlet of the turbine unit 14 and relaxes work on the turbine blades of the turbine unit 14, not shown further.
  • the resulting exhaust gas RG flows at the outlet of the turbine unit 14 via an exhaust gas diffuser, not shown. Thereafter, the exhaust gas RG is discharged either via a chimney into the environment or the exhaust gas RG is in a so-called boiler, which is known as a heat recovery steam generator, used to generate steam. The steam generated in the heat recovery steam generator is then used to drive steam turbines, not shown, or as process steam.
  • the power to be provided by the gas turbine 10 can be adjusted.
  • the heat exchanger If the output from the gas turbine 10 power to be increased for frequency support, the heat exchanger is activated. For this purpose, the heat exchanger flows through the secondary side of the glycol-water mixture. Meanwhile, the air flowing past the aluminum fins partly transfers the heat energy contained in the sucked air, which can then be dissipated by the liquid mixture. As a result, the temperature of the passing air decreases and it increases the density of air. Consequently, the compressor mass flow m v increases , which has a performance-enhancing effect on the gas turbine 10.
  • the graph according to FIG. 2 shows the power P output by the gas turbine 10 or the power P So n in percent to be provided by the gas turbine 10, the degree of opening LSV of the inlet guide vanes 13 of the compressor 10 in percent and the temperature T V i of FIG The air flowing into the compressor in each case via the network frequency n.
  • the network frequency n corresponds to the speed of the gas turbine 10 in a generator 11 with only one pair of poles.
  • the operation of the present invention will be explained by way of example in which the ambient temperature is 30 ° C. Nevertheless, the inventive method can also be used at lower ambient temperatures, in which case the proportion of the power reserve to be provided by the power plant according to the invention decreases.
  • a first dotted curve 20 indicates the demanded by the grid code power P So ii in percent, which should increase or decrease depending on the deviation of the nominal network frequency n 0 .
  • the nominal network frequency n 0 is 50 Hz in the described embodiment. If the grid frequency fluctuates around the nominal grid frequency n 0 within a deadband 21 located around it, no frequency support is required, so that the required gas turbine power P So ii remains constant.
  • the power P So ii to be provided by the gas turbine must decrease or increase according to the characteristic curve 20 in order to support the frequency.
  • the gas turbine power is set via the variable fuel mass flow m B and the gas turbine exhaust gas temperature via the variable compressor mass flow m v .
  • the latter is also dependent on the degree of opening LSV of the variable inlet guide vanes 13 of the compressor 12.
  • a second dashed curve 24 shows the opening degree LSV of the adjustable vane in dependence of the network frequency n.
  • the relative compressor mass flow m v is 100%, which means that the inlet guide vanes 13 located at the compressor 12 are completely open. If the grid frequency n falls below the lower limit of the deadband 21, the grid code requires an increase in the gas turbine power Psoii to be provided. In order to achieve this, the heat exchanger is given a corresponding compressor inlet temperature T V isoii. which shows a third curve 22 shown in full line. With the help of the heat exchanger, the compressor inlet temperature Tvi is then lowered to the desired compressor inlet temperature Tvis o ii.
  • Increasing the power is used to support the grid frequency n. If the grid frequency n exceeds the upper limit of the deadband 21, the gas turbine power P So ii is lowered as usual by the blades 13 of the compressor 12 are further turned on and the fuel mass flow is reduced. The former is represented by the values for the opening degree LSV less than 100%. The heat exchanger is then out of action. Overall, therefore, a method for operating a gas turbine 10 in the frequency support mode is specified. In order to be able to operate the gas turbine 10 with comparatively high efficiency and nevertheless be able to maintain a sufficient power reserve for the frequency support case, it is proposed that the increase of the emitted gas turbine power during this time be lowered by lowering the temperature Tvi of the compressor 12 flowing into the compressor Air is enabled.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine (10) im Frequenzstützungsmodus. Um nun die Gasturbine (10) bei vergleichsweise hohem Wirkungsgrad zu betreiben und dennoch eine ausreichende Leistungsreserve für den Frequenzstützungsfall vorhalten zu können, wird vorgeschlagen, dass die währenddessen geforderte Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung durch ein Absenken der Temperatur (T V1) der in den Verdichter (12) einströmenden Luft erreicht wird.

Description

Beschreibung
Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine im
Frequenzstützungsmodus
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine, die stromauf des Einlasses des Verdichters eine Vorrichtung zum Abkühlen der vom Verdichter ansaugbaren Luft aufweist, mit den Schritten: Ansaugen von Umgebungsluft, Verdichten der angesaugten Luft im Verdichter und Zuführen von Brennstoff zur verdichteten Luft, Verbrennen des Brennstoff- Luftgemischs in mindestens einer Brennkammer zu einem Heißgas und Expandieren des Heißgases in einer Turbine.
Es ist gemeinhin bekannt, dass stationäre Gasturbinen und auch Dampfturbinen zur elektrischen Energieerzeugung eingesetzt werden. Dabei treibt die Gasturbine im Betrieb einen elektrischen Generator an, der die mechanische Energie in elektrische Energie umwandelt. Die so erzeugte elektrische
Energie wird in ein Stromverteilungsnetz eingespeist, welches in der Regel eine Soll-Netzfrequenz von 50Hz oder 60Hz aufweist. Gemäß nationaler Anforderungen, die weitläufig auch als Grid-Code bekannt sind, sind die Netzbetreiber derartiger Netze verpflichtet, die Netzfrequenz weitestgehend stabil zu halten. Jedoch hängt die tatsächliche Netzfrequenz von der aktuell abgefragten Last ab. Beispielsweise kann eine zu große elektrische Last im Stromverteilungsnetz dazu führen, dass dessen Netzfrequenz absinkt. In diesem Fall ist die von den Kraftwerken zu erbringende Leistung zu erhöhen, um den Netzfrequenzabfall zu kompensieren.
Dabei wird zur Stützung der Netzfrequenz zwischen unterschiedlichen Betriebsmoden unterschieden. Bei einem Primär- Frequenzstützungsbetrieb müssen danach arbeitende Kraftwerke sehr schnell ihre Leistungsabgabe ändern können, um die Änderung der Netzfrequenz zu begrenzen. Dazu überwacht eine Leittechnik die Netzfrequenz und reagiert bei zu großen Abwei- chungen von der Sollfrequenz direkt mit einer Anpassung der abgegebenen Kraftwerksleistung, was als Primärregelung bezeichnet wird. Bei zu großem Frequenzabfall wird die abgegebene Leistung des Kraftwerks schnellstmöglich erhöht und bei zu großem Frequenzanstieg abgesenkt. Dabei ist die Steigung ΔΡΞοιι = ϋ(Δη) mit
APsoii = geforderte Leistungsänderung und
Δη = Frequenzabweichung
meist im nationalen Grid-Code festgelegt.
Ein zweiter Betriebsmodus zur Frequenzstützung ist der Sekun- där-Frequenzstützungsbetrieb . Aufgabe des Kraftwerks ist dann, die aktuelle Frequenz wieder auf ihren Sollwert zurückzuführen. Sobald die Sekundärregelung aktiviert und mit der angepassten Leistung der Frequenzfehler verringert wird, nimmt die Primärregelung die Leistung zurück. Damit wird diese wieder für den nächsten Einsatz frei . Wenn absehbar ist, dass die Sekundärregelleistung längere Zeit aktiv sein müsste, kann eine Minutenreserve (auch Terziärregelung bzw. Tertiär-Frequenzstützung) manuell aktiviert werden, wodurch die Leistung aus der Sekundärregelung automatisch zurückgeht.
Kraftwerksbetreiber, die ihr Kraftwerk in einem Frequenzstützungsmodus betreiben, erhalten eine zusätzliche Vergütung, da der Betreiber prinzipiell einige Nachteile in Kauf nehmen muss. Einerseits ist das Kraftwerk in Teillast zu betreiben, damit es fähig ist, bei einem Frequenzabfall seine abgegebene Leistung stufenlos zu steigern - es wird somit eine Leistungsreserve vorgehalten. Die Leistungsreserve kann 10% der Nennlast des Kraftwerks betragen, so dass der Betreiber sein Kraftwerk in der Betriebsart Frequenzstützung bei einer Teillast von 90% und weniger betreiben muss. Andererseits produziert das Kraftwerk die geringere Leistung auch bei einem niedrigeren Wirkungsgrad, da der Teillastwirkungsgrad stets kleiner ist als der Wirkungsgrad bei Nennlast.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist daher die Bereitstellung eines Verfahrens zum Betreiben einer Gasturbine, bei dem trotz eines Betriebs zur Frequenzstützung die Gasturbine besonders effizient betrieben werden kann.
Die der Erfindung zugrundeliegende Aufgabe wird mit einem Verfahren gemäß den Merkmalen von Anspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Weiterentwicklungen des Verfahrens sind in den abhängigen Ansprüchen angegeben, deren Merkmale in beliebiger Weise miteinander kombiniert werden können. Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass die Gasturbine im Frequenzstützungsmodus betrieben wird und dass eine währenddessen geforderte Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung auch durch ein Absenken der Temperatur der in den Verdichter einströmenden Luft erreicht wird.
Mit der Erfindung wird vorgeschlagen, dass der Verdichtermassenstrom und somit auch der Turbinenmassenstrom durch die Gasturbine signifikant zur Leistungssteigerung erhöht wird, indem die Temperatur der in den Verdichter einströmenden Luft abgesenkt wird, sofern es die Umgebungstemperaturen erlauben und eine Vereisung im Verdichter sicher vermieden wird. Eine Vorrichtung zur Abkühlung der einströmenden Luft ist vorzugsweise ein Wärmetauscher, der direkt hinter Ansaugluftfiltern der Gasturbine angebracht ist. Dieser wird in der Regel als Verdichtereinlassluftkühler oder im Englischen auch als
„Compressor Inlet Air Chiller" (CIAC) bezeichnet und ist häufig bei denjenigen Gasturbinen ohnehin installiert, die in wärmeren Regionen aufgestellt sind. Durch die Absenkung der Temperatur der angesaugten Luft erhöht sich deren Dichte, so dass der Verdichtermassenstrom zunimmt. Diese Zunahme wirkt sich auf die Gasturbine leistungssteigernd aus.
Der Erfindung liegt die Erkenntnis zugrunde, dass die Gasturbine trotz ihres Betriebs im Frequenzstützungsmodus bei Nenn- last betrieben werden kann und zumindest ein Anteil der zur
Frequenzstützung erforderlichen Leistungssteigerung durch das Absenken der angesaugten Verdichterluft bereitgestellt werden kann. Nennlast bedeutet in diesem Fall, das bei vollständig geöffneten Einlassleitschaufeln und unter Berücksichtigung der Verdichtereintrittstemperatur der für diesen Zustand maximale Brennstoffmassenstrom in der Gasturbine verbrannt wird, ohne die Gasturbine zu überfeuern.
Somit kann der Gasturbinenbetreiber trotz der Betriebsweise Frequenzstützung die Gasturbine bei Nennlast betreiben, wodurch diese effizienter arbeitet. Der besondere Vorteil der Erfindung liegt darin, dass im Frequenzstützungsbetrieb die Gasturbine an sich einen höheren Wirkungsgrad erreicht und dennoch die für den primären Frequenzstützungsmodus erforderliche Leistungsreserve bereitstellen kann.
Zudem ist die Umsetzung des erfindungsgemäßen Verfahrens ohne konstruktive Änderungen der Gasturbine möglich, d.h., zur Umsetzung der Erfindung ist lediglich die Leittechnik ohne nennenswerten Aufwand an das erfindungsgemäße Verfahren anzupas- sen, sofern die Vorrichtung zum Abkühlen der vom Verdichter ansaugbaren Luft bereits existiert.
Anstelle des CIAC kann beispielsweise auch ein sogenannter Evaporationskühler eingesetzt werden, welcher der angesaugten Luft eine Flüssigkeit zuführt. Die in der Luft zumindest teilweise verdampfende Flüssigkeit kühlt diese dann ab, noch bevor sie in den Verdichter einströmt.
Das erfindungsgemäße Verfahren eignet sich zudem auch für den Lastfolgebetrieb.
Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung werden in einem Ausführungsbeispiel angegeben, welches die Erfindung rein schematisch und nicht einschränkend näher beschreibt. Es zeigen:
Figur 1 den schematischen Aufbau einer Gasturbine und Figur 2 ein Diagramm, bei dem die Stellung der Einlassleitschaufeln des Verdichters, die abgegebene Gasturbinenleistung und die Temperatur der vom Verdichter angesaugten Luft am Verdichtereintritt jeweils über der Netzfrequenz aufgezeigt ist.
Figur 1 zeigt schematisch eine stationäre Gasturbine 10 mit einem Verdichter 12 und einer Turbineneinheit 14, deren Rotoren miteinander starr gekoppelt sind. Zwischen dem Verdich- terausgang und dem Eintrittsabschnitt der Turbineneinheit 14 ist eine Brennkammer 16 vorgesehen. Diese kann als Silobrennkammer, Rohrbrennkammer oder als Ringbrennkammer ausgestaltet sein. Im Falle von Rohrbrennkammern sind zumeist zehn, zwölf oder noch mehr Rohrbrennkammern vorgesehen. An dem Verdich- terrotor ist zudem ein Generator 11 zur Stromerzeugung angekoppelt. Am Lufteinlass des Verdichters 12 sind um ihre
Längsachse schwenkbare Verdichtereinlass-Leitschaufein 13 vorgesehen, mit denen der Verdichtermassenstrom mv einstellbar ist. Diese Leitschaufeln 13 sind lediglich schematisch dargestellt. Die Turbineneinheit 14 umfasst gemäß dem Ausführungsbeispiel vier aufeinanderfolgende Turbinenstufen 14a, 14b, 14c und 14d, die ebenfalls nur schematisch dargestellt sind . Im Strömungspfad der vom Verdichter 12 angesaugten Umgebungs- luft ist zudem ein Wärmetauscher als Vorrichtung 9 zur Abkühlung der Luft vorgesehen, der hinter nicht weiter dargestellten Luftfiltern der Gasturbine 10 angebracht ist. Er bedeckt somit etwa den gleichen Strömungsquerschnitt wie die Filter und besteht in der Regel aus Kupferrohren, auf denen Aluminiumfinnen aufgeschoben sind. Durch die Kupferrohre kann eine gekühlte Glykol -Wasser-Mischung geleitet werden. Mit Hilfe des Wärmetauschers kann bei Bedarf die Temperatur der Gastur- binenansaugluft herabgesetzt werden.
Im Betrieb saugt der Verdichter 12 Umgebungsluft an, verdichtet diese und führt sie der Brennkammer 16 zu. Dort wird die verdichtete Luft mit einem Brennstoff B gemischt und in einer Flamme zu einem Heißgas HG verbrannt . Das Heißgas HG strömt in den Eintritt der Turbineneinheit 14 und entspannt sich an den nicht weiter dargestellten Turbinenschaufeln der Turbineneinheit 14 arbeitsleistend . Das so entstehende Abgas RG strömt am Austritt der Turbineneinheit 14 über einen nicht dargestellten Abgasdiffusor ab. Danach wird das Abgas RG entweder über einen Schornstein in die Umgebung abgelassen oder das Abgas RG wird in einem sogenannten Kessel, welcher als Abhitzedampferzeuger bekannt ist, zur Erzeugung von Dampf ge- nutzt. Der im Abhitzedampferzeuger erzeugte Dampf dient dann zum Antrieb von nicht weiter dargestellten Dampfturbinen oder auch als Prozessdampf. Mit Hilfe des Brennstoffmassenstroms mB und des Verdichtermassenstroms mv lässt sich die von der Gasturbine 10 zu erbringende Leistung einstellen.
Sofern die von der Gasturbine 10 abzugebende Leistung zur Frequenzstützung gesteigert werden soll, wird der Wärmetauscher aktiviert. Dazu wird der Wärmetauscher sekundärseitig von der Glykol -Wasser-Mischung durchströmt. Die an den Alumi- niumfinnen vorbeiströmenden Luft übergibt währenddessen teilweise die in der angesaugten Luft enthaltene Wärmeenergie, welche dann von der Flüssigkeitsmischung abgeführt werden kann. Hierdurch sinkt die Temperatur der vorbeiströmenden Luft ab und es steigt die Luftdichte an. Mithin steigt der Verdichtermassenstrom mv, was sich leistungssteigernd auf die Gasturbine 10 auswirkt.
Das Diagramm nach Figur 2 zeigt die von der Gasturbine 10 ab- gegebene Leistung P bzw. die von der Gasturbine 10 zu erbringende Leistung PSon in Prozent, den Öffnungsgrad LSV der Eingangsleitschaufeln 13 des Verdichters 10 in Prozent und die Temperatur TVi der in den Verdichter einströmenden Luft jeweils über die Netzfrequenz n. Die Netzfrequenz n entspricht bei einem Generator 11 mit nur einem Polpaar der Drehzahl der Gasturbine 10. Der erfindungsgemäße Betrieb wird anhand eines Beispiels erklärt, bei dem die Umgebungstemperatur 30°C beträgt. Dennoch kann das erfindungsgemäße Verfahren auch bei geringeren Umgebungstemperaturen angewendet werden, wobei dann der erfin- dungsgemäße Anteil der von dem Kraftwerk bereitzustellenden Leistungsreserve sinkt.
Eine erste gepunktet dargestellte Kennlinie 20 zeigt die vom Grid-Code geforderte Leistung PSoii in Prozent an, die je nach Abweichung von der Soll -Netzfrequenz n0 ansteigen oder fallen soll. Die Soll -Netzfrequenz n0 liegt im beschriebenen Ausführungsbeispiel bei 50Hz. Schwankt die Netzfrequenz um die Soll -Netzfrequenz n0 innerhalb eines darum angesiedelten Totbandes 21, ist keine Frequenzstützung erforderlich, so dass die erforderliche Gasturbinenleistung PSoii konstant bleibt.
Überschreitet die Netzfrequenz die obere Grenze des Totbandes 21 oder unterschreitet die Netzfrequenz die untere Grenze des Totbandes 21, so muss zur Frequenzstützung die von der Gasturbine zu erbringende Leistung PSoii gemäß der Kennlinie 20 sinken bzw. steigen.
In der Regel wird die Gasturbinen-Leistung über den veränderlichen Brennstoffmassenstrom mB und die Gasturbinen-Abgastemperatur über den veränderlichen Verdichtermassenstrom mv ein- gestellt. Letzterer ist auch von dem Öffnungsgrad LSV der verstellbaren Einlassleitschaufeln 13 des Verdichters 12 abhängig. Eine zweite gestrichelt dargestellte Kennlinie 24 zeigt den Öffnungsgrad LSV der verstellbaren Leitschaufel in Abhängigkeit der Netzfrequenz n.
Ist die Netzfrequenz n gleich der Soll -Netzfrequenz n0, so beträgt der relative Verdichtermassenstrom mv 100%, was bedeutet, dass die am Verdichter 12 angesiedelten Einlassleitschaufeln 13 vollständig geöffnet sind. Fällt die Netzfre- quenz n unter die untere Grenze des Totbandes 21, fordert der Grid-Code eine Anhebung der zu erbringenden Gasturbinen-Leistung Psoii · Um dies zu erreichen, wird dem Wärmetauscher eine entsprechende Verdichtereintrittstemperatur TVisoii vorgegeben, was eine dritte in Volllinie dargestellte Kennlinie 22 zeigt. Mit Hilfe des Wärmetauschers wird dann die Verdichtereintrittstemperatur Tvi auf die gewünschte Verdichtereintrittstemperatur Tvisoii abgesenkt . Die Absenkung der Verdichterein- trittstemperatur TVi erhöht die Luftdichte, weswegen der Verdichter dann einen größeren Massenstrom als bisher ansaugt. Somit erhöht sich auch der Luftmassenstrom durch die Brenner und die Brennkammer. Bei unverändertem Brennstoffmassenstrom würden dann die Flammentemperatur und die Turbineneintritts- temperatur abfallen, was aber ungewünscht ist. Da die Gasturbine weiterhin mit der vorgesehenen Turbineneintrittstemperatur betrieben werden soll, wird der Brennstoffmassenstrom automatisch soweit erhöht, dass die gewünschte Turbineneintrittstemperatur gehalten wird. Dadurch ergibt sich eine Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung. Diese
Leistungssteigerung dient zur Stützung der Netzfrequenz n. Steigt die Netzfrequenz n über die obere Grenze des Totbandes 21 hinaus, wird die Gasturbinenleistung PSoii wie üblich abgesenkt, indem die Leitschaufeln 13 des Verdichters 12 weiter zugedreht werden und der Brennstoffmassenstrom verringert wird. Ersteres ist durch die Werte für den Öffnungsgrad LSV kleiner 100% repräsentiert. Der Wärmetauscher ist dann außer Funktion. Insgesamt wird somit ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine 10 im Frequenzstützungsmodus angegeben. Um nun die Gasturbine 10 bei vergleichsweise hohem Wirkungsgrad zu betreiben und dennoch eine ausreichende Leistungsreserve für den Frequenzstützungsfall vorhalten zu können, wird vorge- schlagen, dass die währenddessen geforderte Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung durch ein Absenken der Temperatur Tvi der in den Verdichter 12 einströmenden Luft ermöglicht wird.

Claims

Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine (10) , die stromauf des Einlasses des Verdichters (12) eine Vorrichtung (9) zum Abkühlen der in den Verdichter (12) einströmbaren Luft aufweist,
mit den Schritten:
- Ansaugen von Umgebungsluft, Verdichten der angesaugten Luft im Verdichter (12), Zuführen von Brennstoff (B) zur verdichteten Luft, Verbrennen des Brennstoff -Luft-Gemischs in mindestens einer Brennkammer (16) zu einem Heißgas (HG) und Expandieren des Heißgases (HG) in einer Turbine (14) ,
gekennzeichnet durch die Schritte,
- dass die Gasturbine (10) im Frequenzstützungsmodus be trieben wird und
- dass eine währenddessen geforderte Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung (P) durch ein Absenken der Temperatur (TVi ) der in den Verdichter (12) einströmenden Luft erreicht wird.
Verfahren nach Anspruch 1,
bei dem der Frequenzstützungsmodus zumindest die primäre und sekundäre Frequenzstützung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 ,
bei dem die Gasturbine (10) vor der frequenzstützenden Steigerung der abgegebenen Gasturbinen-Leistung (P) be Nennlast oder nur geringfügig darunter betrieben wird.
Verfahren nach Anspruch 1, 2 oder 3,
bei dem die angesaugte Luft mittels eines Wärmetauschers (9) abgekühlt wird.
PCT/EP2013/077691 2012-12-20 2013-12-20 Verfahren zum betreiben einer gasturbine im frequenzstützungsmodus WO2014096361A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE201210224013 DE102012224013A1 (de) 2012-12-20 2012-12-20 Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine im Frequenzstützungsmodus
DE102012224013.6 2012-12-20

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014096361A1 true WO2014096361A1 (de) 2014-06-26

Family

ID=49943342

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2013/077691 WO2014096361A1 (de) 2012-12-20 2013-12-20 Verfahren zum betreiben einer gasturbine im frequenzstützungsmodus

Country Status (2)

Country Link
DE (1) DE102012224013A1 (de)
WO (1) WO2014096361A1 (de)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004218588A (ja) * 2003-01-17 2004-08-05 Toshiba Corp ガスタービン発電システム
EP1507078A1 (de) * 2003-08-11 2005-02-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gasturbinenanlage und Gasturbinenanlage
US20050076646A1 (en) * 2001-12-06 2005-04-14 Giacomo Bolis Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines using wet compression
US20090249794A1 (en) * 2008-04-02 2009-10-08 General Electric Company Systems and Methods for Augmenting Power Output of a Turbine During a Transient Event

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050076646A1 (en) * 2001-12-06 2005-04-14 Giacomo Bolis Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines using wet compression
JP2004218588A (ja) * 2003-01-17 2004-08-05 Toshiba Corp ガスタービン発電システム
EP1507078A1 (de) * 2003-08-11 2005-02-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gasturbinenanlage und Gasturbinenanlage
US20090249794A1 (en) * 2008-04-02 2009-10-08 General Electric Company Systems and Methods for Augmenting Power Output of a Turbine During a Transient Event

Also Published As

Publication number Publication date
DE102012224013A1 (de) 2014-06-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69635318T2 (de) Injektionsvorrichtung für tröpfchenförmige Flüssigkeit
EP2260193B1 (de) Verfahren zur regelung einer gasturbine in einem kraftwerk und kraftwerk zur durchführung des verfahrens
DE112009000663B4 (de) Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage
EP4193049A1 (de) Wärmekraftmaschine mit dampfzufuhrvorrichtung
EP1795725B1 (de) Gasturbine mit geregelter Luftkühlung
EP2627883A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbine bei lastabwurf, vorrichtung zum regeln des betriebs einer gasturbine sowie kraftwerk
DE112013005205B4 (de) Stromerzeugungssystem
EP0602040A1 (de) Kühlung einer niederdruck-dampfturbine im ventilationsbetrieb.
CH708485A2 (de) Systeme und Verfahren zum Enteisen eines Einlasssiebs einer Gasturbine und zum Entfeuchten von Lufteinlassfiltern.
DE10216953B4 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Versorgung einer Brennstoffzelle mit Prozessluft und deren Verwendung
EP2196633A1 (de) Kraftwerk mit einer Turbineneinheit und einem Generator
WO2010020595A2 (de) Gasturbine und verfahren zu deren betrieb
DE112008002100B4 (de) Verfahren zum Verbessern der Kühlleistung eines Direktluftkühlungssystems für ein Kraftwerk und des Kühlungssystems desselben
DE102015110044A1 (de) Verbundene Gasturbinen-Zusatzsysteme
WO2014095237A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbine
WO2014128000A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbine unterhalb ihrer nennleistung
WO2014096361A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbine im frequenzstützungsmodus
EP2946096B1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbine unterhalb ihrer nennleistung
DE102004034657A1 (de) Kraftwerksanlage
WO2010139724A1 (de) Gasturbine mit schmelzkarbonatbrennstoffzelle
EP2971652B1 (de) Bereitstellung negativer regelleistung durch eine gasturbine
EP2989310B1 (de) Gasturbinen gekoppeltes speichersystem zur ansaugfluidvorwärmung
DE102014215672A1 (de) Wärmekraftwerk mit einer Dampfturbine
DE10231827B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
WO2019001947A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbinenanlage

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13818742

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13818742

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1