CH700888A2

CH700888A2 - Systeme und Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente.

Info

Publication number: CH700888A2
Application number: CH00566/10A
Authority: CH
Inventors: David August Snider; Harold Lamar Jordan Jr; Timothy Andrew Healy; David J Stampfli
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2009-04-23
Filing date: 2010-04-20
Publication date: 2010-10-29
Also published as: JP2010255627A; JP5583455B2; CN101922474B; US8322145B2; DE102010016430A1; CH700888B1; US20100269481A1; CN101922474A

Abstract

Geschaffen sind Systeme und Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten. Ausführungsbeispiele des Verfahrens beinhalten von einem Computer ausgeführte Anweisungen, die durch einen oder mehrere Prozessoren (318) durchgeführt werden, die dazu eingerichtet sind, eine Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Die Prozessoren (318) nehmen ein oder mehrere Messwerte auf, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, und geben den einen oder die mehreren aufgenommenen Messwerte an ein Zyklusmodell (324) aus, das ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden. Darüber hinaus kann die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst werden.

Description

Gebiet der Erfindung

[0001] Ausführungsbeispiele der Erfindung betreffen allgemein Turbinen und speziell das Bereitstellen eines anpassbaren Pumpschutzes für Turbinenkomponenten.

Hintergrund zu der Erfindung

[0002] Gasturbinen finden in einem weiten Anwendungsbereich Verwendung, beispielsweise bei der Stromerzeugung in Kraftwerken. Während des Betriebs einer Gasturbine hängen der Wirkungsgrad und die spezifische Ausgangsleistung wenigstens zum Teil von den erhöhten Brennkammerverbrennungstemperaturen der Gasturbine ab. Einer vorgegebenen Brennkammerverbrennungstemperatur ist ein optimales Verdichterdruckverhältnis zugeordnet, das den Wirkungsgrad der Turbine maximiert und das mit ansteigender Brennkammerverbrennungstemperatur grösser wird. Im Falle von für die Stromerzeugung genutzten Gasturbinen ist es daher in der Regel wünschenswert, einen Verdichter bei einem verhältnismässig hohem Druckverhältnis zu betreiben, um den Wirkungsgrad zu steigern.

[0003] Allerdings kann der Betrieb einer Gasturbine bei hohen Verdichterdruckverhältnissen zum Strömungsabriss bzw. Pumpen des Verdichters führen, nämlich einem Zustand, der entsteht, wenn das Druckverhältnis des Verdichters bei einer vorgegebenen Verdichterdrehzahl einen kritischen Wert mit der Folge der abrupten Verringerung des Verdichterausgabedrucks überschreitet. Die Druckverringerung ist gewöhnlich auf das Ablösen der Strömung von den Verdichterlaufschaufeln zurückzuführen, was eine als Pumpen bekannte Strömungsumkehr in dem Verdichter bewirkt. Bei Strömungsabriss/Pumpen sinkt die Verdichterleistung, da der Verdichter nicht in der Lage ist, das übermässige Druckverhältnis zu bewältigen, was zu einem raschen Sinken des Verdichterausgabedrucks führt. Bis zu einem korrigierenden Eingreifen kann Strömungsabriss bzw.

Pumpen ausserdem andauernde Druckschwankungen in dem Verdichter hervorrufen. Das Auftreten von Strömungsabriss und Pumpen in dem Verdichter einer Gasturbine kann somit die Turbinenleistung beeinträchtigen und/oder das Innere der Gasturbine beschädigen.

[0004] Um einen relativ höheren Wirkungsgrad zu erreichen, werden Gasturbinen häufig nahe an der Pumpgrenze betrieben. Um einen instabilen Verdichterbetrieb zu vermeiden, werden Gasturbinen gewöhnlich mit Verdichterdruckverhältnissen betrieben, die ausreichend von der Pumpgrenze beabstandet sind. In herkömmlichen Turbinensystemen ist die Pumpschutzlogik bisher gewöhnlich statisch. Somit kann die Pumptoleranzgrenzenschutzlogik, nachdem sie einmal für einen Verdichter errichtet ist, als feststehend angesehen werden, und sie lässt sich während des Verdichterbetriebs nicht variieren. Da ein statischer Pumpschutz selbst für die ungünstigsten Betriebszustände des Verdichters ein Pumpen vermeiden muss, wird der Verdichter in einen wesentlichen Bereich seines Betriebs häufig übermässig geschützt, was die Leistung schmälert.

Darüber hinaus kann eine übermässige Kompensation in Fällen, wo sich mehrere Verdichtereinheiten im Betrieb befinden, zur Folge haben, dass einige Verdichtereinheiten weit unterhalb ihrer Leistungsfähigkeit arbeiten, was den Gesamtwirkungsgrad des Systems senkt.

[0005] Daher besteht ein Bedarf nach verbesserten Systemen und Verfahren zum Bereitstellen eines Pumpschutzes für eine oder mehrere Verdichtereinheiten einer Gasturbine, während die Leistung jeder einzelnen Einheit optimiert wird.

Kurzbeschreibung der Erfindung

[0006] Einige oder sämtliche der oben erwähnten Mängel und/oder Probleme können durch spezielle Ausführungsbeispiele der Erfindung behandelt werden. Ausführungsbeispiele der Erfindung können Systeme, Verfahren und Computerprogrammprodukte zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente beinhalten. Gemäss einem Ausführungsbeispiel der Erfindung ist ein Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente offenbart. Für die Turbinenkomponente kann eine Pumpschutzgrenze bestimmt werden. Ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, können aufgenommen und an ein Zyklusmodell ausgegeben werden, das ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen.

Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden. Die Pumpschutzgrenze kann auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebs-zustands der Turbinenkomponente angepasst werden.

[0007] Gemäss einem weiteren Ausführungsbeispiel der Erfindung ist ein System zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente geschaffen. Das System kann einen oder mehrere Sensoren und einen oder mehrere Prozessoren umfassen. Der eine oder die mehreren Sensoren können dazu eingerichtet sein, Parameter zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind. Der eine oder die mehreren Prozessoren können dazu eingerichtet sein, eine Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Der eine oder die mehreren Prozessoren können ausserdem dazu eingerichtet sein, von dem einen oder den mehreren Sensoren Messdaten aufzunehmen und die aufgenommenen Messdaten an ein Zyklusmodell auszugeben, das durch den einen oder die mehreren Prozessoren ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorher zu berechnen.

Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten angepasst werden. Der eine oder die mehreren Prozessoren können darüber hinaus dazu eingerichtet sein, die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente anzupassen.

[0008] Gemäss noch einem weiteren Ausführungsbeispiel der Erfindung ist ein Computerprogrammprodukt offenbart, das ein in einem Computer verwendbares Medium beinhaltet, das einen von einem Computer auslesbaren Programmcode enthält. Der von einem Computer auslesbare Programmcode, kann dazu eingerichtet sein, ausgeführt zu werden, um die Ausführung eines Zyklusmodells durchzuführen, das dazu eingerichtet ist, einen Betriebszustand einer Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Das Computerprogrammprodukt kann ferner dazu eingerichtet sein, einen oder mehrere Messwerte aufzunehmen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, und es kann den einen o-der die mehreren aufgenommenen Messwerte an das Zyklusmodell ausgeben.

Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden. Die Pumpschutzgrenze kann anschliessend auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst werden.

[0009] Zusätzliche Systeme, Verfahren, Einrichtungen, Ausstattungsmerkmale und Aspekte sind durch die Techniken vielfältiger Ausführungsbeispiele der Erfindung verwirklicht. Weitere Ausführungsbeispiele und Aspekte der Erfindung sind im Vorliegenden im Einzelnen erläutert und werden als ein Teil der vorliegenden Erfindung erachtet. Weitere Ausführungsbeispiele und Aspekte werden anhand der Beschreibung und der Zeichnungen verständlich.

Kurzbeschreibung der Zeichnungen:

[0010] Nachdem die Erfindung im Vorausgehenden allgemein beschrieben wurde, wird nun auf die beigefügten, nicht unbedingt massstäblich gezeichneten Zeichnungen Bezug genommen:
<tb>Fig. 1<sep>zeigt eine teilweise geschnittene Ansicht einer exemplarischen Gasturbine, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt werden kann.

<tb>Fig. 2<sep>zeigt eine exemplarische Pumpabbildung für einen Verdichter, der einer Turbine zugeordnet ist, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt werden kann.

<tb>Fig. 3<sep>zeigt eine schematische Ansicht eines exemplarischen Systems, das genutzt werden kann, um Pumpschutz für eine Turbinenkomponente bereitzustellen, gemäss unterschiedlichen Ausführungsbeispielen der Erfindung.

<tb>Fig. 4<sep>zeigt ein Blockdiagramm exemplarischer Softwaremodule, die durch ein System genutzt werden können, der Pumpschutz für eine Turbinenkomponente bereitstellt, gemäss unterschiedlichen Ausführungsbeispielen der Erfindung.

<tb>Fig. 5<sep>veranschaulicht in einem Flussdiagramm ein exemplarisches Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, gemäss einem zur Veranschaulichung dargestellten Ausführungsbeispiel der Erfindung.

Detaillierte Beschreibung der Erfindung

[0011] Der Veranschaulichung dienende Ausführungsbeispiele der Erfindung werden nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen eingehender beschrieben, in denen einige, jedoch nicht sämtliche Ausführungsbeispiele der Erfindung gezeigt sind. In der Tat kann die Erfindung in vielfältigen Ausprägungen verwirklicht werden und sollte nicht als auf die hier dargelegten Ausführungsbeispiele beschränkt bewertet werden; vielmehr sind diese Ausführungsbeispiele mit Blick auf die Erfüllung geltender gesetzlicher Bestimmungen hinsichtlich der Offenbarung dargelegt. Übereinstimmende Bezugsziffern bezeichnen durchgängig gleichartige Elemente.

[0012] Offenbart sind Systeme, Verfahren und Computerprogrammprodukte zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, beispielsweise für einen Verdichter einer Gasturbine. Vielfältige Ausführungsbeispiele der Erfindung können einen oder mehrere Sensoren enthalten, die dazu eingerichtet sind, Daten zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind. Ausführungsbeispiele der Erfindung können ausserdem einen oder mehrere Prozessoren enthalten, die dazu eingerichtet sind, eine anfängliche Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Die Prozessoren können ferner dazu eingerichtet sein, ein oder mehrere Zyklusmodelle auszuführen, um einen erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der von Sensoren her aufgenommenen Messwertdaten im Wesentlichen in Echtzeit vorherzuberechnen.

Die Zyklusmodelle können genutzt werden, um den vorherberechneten erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten und/oder des vorherberechneten erwarteten Betriebszustands anzupassen. Die anfängliche Pump-schutzgrenze kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst werden. In dieser Hinsicht kann die Turbinenkomponente unterhalb einer geeigneten Pumpkennlinie betrieben werden, während der Wirkungsgrad der Turbine gesteigert und/oder maximiert wird.

Für mehrere Turbineneinheiten können ein oder mehrere Zyklusmodelle dazu eingerichtet sein, den vorherberechneten Betriebszustand und die Pumpschutzgrenze jeder Einheit auf der Grundlage der Betriebszustände jeder Turbineneinheit im Wesentlichen in Echtzeit hervorzubringen und anzupassen. In dieser Hinsicht lässt sich ein übermässiger Schutz und/oder eine übermässige Kompensation für Einheiten vermeiden, die momentan nicht in der Nähe ungünstigster Betriebszustände betrieben werden, während gleichzeitig den in der Nähe ungünstigster Bedingungen arbeitenden Einheiten Pumpschutz bereitgestellt wird, wobei auf diese Weise der Wirkungsgrad des Gesamtsystem gesteigert wird.

[0013] Vielfältige Ausführungsbeispiele der Erfindung können einen oder mehrere Spezialrechner, Systeme und/oder spezielle Maschinen zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten umfassen. Ein Spezialrechner oder eine spezielle Maschine kann dem Bedarf entsprechend einer grossen Vielfalt unterschiedlicher Softwaremodule in vielfältigen Ausführungs-beispielen enthalten, beispielsweise ein Pumpschutzmodul und ein oder mehrere Zyklusmodelle. Diese vielfältigen Softwarekomponenten können genutzt werden, um eine verhältnismässig genaue und stabile Darstellung des Verhaltens einer Turbinenkomponente zu erzeugen. Ein Beispiel eines Zyklusmodells, das genutzt werden kann, ist ein Onboard-Zyklusmodel 1, das die Bestimmung eines Betriebszustands einer Turbinenkomponente im Wesentlichen in Echtzeit durchführt.

Ein Pumpschutzsoftwaremodul kann dazu eingerichtet sein, wenigstens zum Teil auf der Grundlage des ermittelten Betriebszustands eine anfänglich bestimmte Pumpschutzgrenzkennlinie anzupassen, um den Wirkungsgrad des Triebwerks zu steigern. Die Verwendung von Onboard-Zyklusmodellen kann die Bestimmung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente im Wesentlichen in Echtzeit und unter sämtlichen Betriebszuständen ermöglichen. Diese im Wesentlichen in Echtzeit durchgeführte Simulation und Bestimmung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente kann sogar unter extremen Betriebszuständen Stabilität und optimale Leistung sicherstellen.

[0014] Ausführungsbeispiele der im Vorliegenden beschriebenen Erfindung können den technischen Effekt beinhalten, dynamischen oder variablen Pumpschutz in Turbinenkomponenten bereitzustellen. Eine Pumpschutzgrenzkennlinie für eine Turbinenkomponente kann während des Betriebs der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit angepasst werden. Im Ergebnis lässt sich der Wirkungsgrad der Turbine steigern.

[0015] Fig. 1 zeigt eine exemplarische Gasturbine 100, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt werden kann. Die Gasturbine 100 kann als eine eigenständige Turbine genutzt werden, oder sie kann eine Komponente einer Konfiguration eines kombinierten Zyklus bilden, zu dem beispielsweise auch Dampfturbinen und Generatoren zur Erzeugung elektrischen Stroms gehören. Vielfältige Ausführungsbeispiele der Erfindung können in Verbindung mit einer grossen Vielfalt unterschiedlicher Turbinen oder sonstiger Maschinen, beispielsweise Dampfturbinen, Gasturbinen, usw., und in unterschiedlichen Komponenten einer Turbine, z.B. in einem Verdichter oder in sonstigen Turbinenkomponenten, genutzt werden. Ausführungsbeispiele der Erfindung sind lediglich als nicht beschränkende Beispiele anhand eines Verdichterabschnitts einer Gasturbine beschrieben.

[0016] Die exemplarische Gasturbine 100 kann in Verbindung mit einem Generator genutzt werden, um ein einfaches Zyklussystem zu bilden. Darüber hinaus oder alternativ kann die exemplarische Gasturbine 100 im Falle von Stromerzeugungsanwendungen in einem kombinierten Zyklussystem mit einer Dampfturbine verbunden sein. Sowohl im Falle des kombinierten als auch des einfachen Zyklussystems ist es für den Betrieb der Gasturbine 100 wünschenswert, den höchsten Wirkungsgrad zu ermöglichen, um die grösste Leistungsabgabe mit verhältnismässig geringen Kosten zu erzielen. Da der Wirkungsgrad der Gasturbine 100 direkt proportional zu der Brennkammerverbrennungstemperatur ist, steigt mit der Erhöhung der Brennkammerverbrennungstemperatur auch der Wirkungsgrad.

[0017] Darüber hinaus ist der Brennkammerverbrennungstemperatur ein Verdichterdruckverhältnis zugeordnet, das mit einer Steigerung der Brennkammerverbrennungstemperatur wächst. Während die Verbrennungstemperatur gesteigert wird, um den Wirkungsgrad der Gasturbine 100 zu erhöhen, kann sich somit auch das Verdichterdruckverhältnis erhöhen. Der Verdichter 102 der Gasturbine 100 kann arbeiten, um ein gewünschtes Verdichterdruckverhältnis für den wirkungsvollen Betrieb der Gasturbine 100 aufrecht zu erhalten. Allerdings kann ein Betrieb mit hohem Verdichterdruckverhältnis in dem Verdichter 102 aerodynamische Instabilitäten, beispielsweise einen Strömungsabriss und/oder Pumpen, zur Folge haben, was sich nachteilig auf die Komponenten und/oder den Betriebswirkungsgrad der Gasturbine 100 auswirkt.

Der Betriebszustand oder -bereich des Verdichters 102 kann allerdings geregelt/gesteuert werden, indem gewisse kritische Turbinensteuerungsparameter, beispielsweise der Winkel der Einlassführungsschaufeln 104, der Brennstoff-zustrom in der Brennkammer, usw. gesteuert werden. In speziellen Ausführungsbeispielen können die Turbinensteuerungs-parameter von unterschiedlichen Betriebsparametern, wie den Einlass- und Auslasstemperaturen und -drücken des Kompressors, der Temperatur und dem Druck des Abgases, und dergleichen abhängen. Diese Betriebsparameter können genutzt werden, um die optimale Steuerung der Turbinensteuerungsparameter zu erleichtern, um die optimale Leistung zu erzielen.

Somit kann der Betrieb des Verdichters 102 durch die geeignete Steuerung gewisser Betriebsparameter auf einen Betriebsbereich beschränkt werden, in dem ein Strömungsabriss und/oder Pumpen der Gasturbine 100 verhindert ist. In den folgenden Absätzen wird anhand von Fig. 2 die Beziehung von stabilen und instabilen Zuständen/Bereichen des Betriebs einer Turbine mit einen oder mehreren Turbinenbetriebsparametern veranschaulicht, während Fig. 3 Ausführungsbeispiele eines Verfahrens, Systems oder einer Einrichtung verdeutlicht, die die Bestimmung dieser Turbinenbetriebsparameter im Wesentlichen in Echtzeit ermöglichen. Fig. 2veranschaulicht eine exemplarische Pumpabbildung 200 für einen exemplarischen Turbinenverdichter.

[0018] Fig. 2 zeigt exemplarische Betriebsbereiche für einen Verdichter, beispielsweise des in Fig. 1 gezeigten Verdichters 102. Die Pumpabbildung 200 zeigt ein Verdichterdruckverhältnis, das graphisch in Abhängigkeit einer korrigierten Luftströmungsgeschwindigkeit abgetragen ist. Das Druckverhältnis ist das Verhältnis des Auslassdrucks zum Einlassdruck des Verdichters. Darüber hinaus ist die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit (Pfund (lbs) pro Sekunde) das Gewicht der pro Zeiteinheit aus dem Verdichter ausgestossenen Luft. Sowohl das Druckverhältnis als auch und die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit kann durch Messen vielfältiger Verdichterströmungsparameter gewonnen werden.

Beispielsweise kann der Einlassdruck durch Messen des Drucks an dem Einlass des Verdichters über ein Druckrohr gewonnen werden, während der Auslassdruck in ähnlicher Weise über ein an dem Auslass des Verdichters angeordnetes Druckrohr gemessen werden kann. Diese Druckmesswerte können mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale umgewandelt werden und können weiter verarbeitet werden, um das Druckverhältnis bereitzustellen. Weiter ist die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit zu einer Druckdifferenz proportional, die entweder an dem Einlass oder an dem Auslass des Verdichters gemessen wird. Die Druckdifferenzmesswerte können also mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale umgewandelt werden, um die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit bereitzustellen.

[0019] Unter Bezugnahme auf Fig. 2veranschaulicht die Pumpabbildung 200 eine Pumpkennlinie 202, die die Grenze wiedergibt, innerhalb der der Verdichter 102 einer exemplarischen Gasturbine, beispielsweise der in Fig. 1 gezeigten Turbine 100, ohne das Auftreten von Pumpen und/oder Strömungsabriss sicher arbeiten kann. Der Wirkungsgrad einer Turbine kann am höchsten sein, wenn sie möglichst nahe der Pumpkennlinie 202 arbeitet, ohne diese zu überschreiten. Folglich kann eine Betriebsgrenzkennlinie 204 definiert und bei einem vorbestimmten Grenzwert oder -bereich eingestellt werden, der von der Strömungsabriss/Pumpkennlinie 202 beabstandet ist, um einen sicheren Betrieb der Turbine zu gewährleisten. Dieser vorgegebene Grenzwert oder -bereich kann auch als die Pumpgrenze oder der Pumpgrenzbereich bezeichnet werden.

Darüber hinaus ist in Fig. 2auch eine Betriebskennlinie 206 gezeigt, die eine Linie ist, entlang der eine Turbine, beispielsweise die Gasturbine 100, normalerweise arbeitet. Während die Betriebsgrenzkennlinie 204 die maximale aerodynamische Belastung repräsentiert, bei deren Überschreitung der Betrieb des Verdichters nicht sicher ist, repräsentiert die Betriebskennlinie 206 das aerodynamisch-thermodynamische Gleichgewicht zwischen den Betriebszuständen der vielfältigen Gasturbinenkomponenten.

[0020] Die in der Pumpabbildung 200 gezeigte Pumpkennlinie 202 kann empirisch bestimmt werden, indem das Verdichterdruckverhältnis erfasst wird, bei dem der Verdichter für ausgewählte Werte der korrigierten Verdichterdrehzahl in einen Pumpzustand eintritt. Die Drehzahl des exemplarischen Verdichters 102 und die Position der Einlassführungsschaufeln (IGV = Inlet Guide Vanes) 104 kann die Stelle der Betriebsposition in der Pumpabbildung 200 beeinflussen. Beispielsweise steigt das Druckverhältnis bei einer konstanten Verdichterdrehzahl mit einer Verringerung der Luftströmungsgeschwindigkeit an, bis der Verdichter, wie in Fig. 2gezeigt, einen Pumpzustand erreicht.

Somit können Betriebsparameter, die den Betrieb der vielfältigen Komponenten der exemplarischen Gasturbine 100 steuern, mindestens zum Teil die Position/Stelle der Betriebskennlinie 206 relativ zu der Betriebsgrenzkennlinie 204 bestimmen.

[0021] Allerdings können sich der Luftstrom in den vielfältigen Turbinenkomponenten und/oder die Betriebszustände in Echtzeit ändern, was zu einer Änderung des Ortes der Betriebskennlinie 206 führt. Die Änderung des Betriebszustands kann wiederum eine Änderung der Betriebsparameter hervorrufen. Darüber hinaus kann die Pumpkennlinie 202 selbst durch Betriebsparameter wie Temperatur, Spitzentoleranz, Blattverschleiss, Verdichterdrehzahl usw. beeinflusst sein. Die Pumpkennlinie für die Turbine kann sich folglich in Echtzeit ändern.

Dementsprechend besteht ein Bedarf nach einem Steuerungssystem, das eine Änderung der Betriebskennlinie 206 in Echtzeit vorherberechnet und die Pumpkennlinie 202 in Echtzeit entsprechend anpasst, so dass der Betrieb der Turbine in der Nähe der Pumpkennlinie 202 aufrecht erhalten werden kann, um dadurch einen relativ höheren Wirkungsgrad zu erzielen. In vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann die Betriebsgrenzkennlinie 204, und damit die Betriebskennlinie 206 wenigstens zum Teil auf der Grundlage der in Echtzeit stattfindenden Änderung der Betriebsparameter, die den Ort der Betriebsgrenzkennlinie 204 beeinflussen, der Pumpkennlinie 202 im Wesentlichen in Echtzeit angenähert werden.

Nachdem die Betriebsgrenzkennlinie 204 der Pumpkennlinie 202 angenähert ist, lassen sich die dem Betrieb der Gasturbine 100 zugeordneten unterschiedlichen Betriebsparameter geeignet regeln/steuern, so dass sich die Betriebskennlinie 206 der Betriebsgrenzkennlinie 204 nähert, womit ein im Verhältnis höherer Betriebswirkungsgrad und eine gesteigerte Leistungsabgabe erzielt wird.

[0022] Fig. 3 zeigt eine schematische Ansicht eines exemplarischen Systems 300, das zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente genutzt werden kann, gemäss unterschiedlichen Ausführungsbeispielen der Erfindung. Fig. 3veranschaulicht ein System 300, das dazu eingerichtet sein kann, um den Betriebszustand einer Gasturbine 302 vorherzuberechnen, und um die Pumpgrenze einer Turbinenkomponente, beispielsweise eines Verdichters, im Wesentlichen in Echtzeit entsprechend anzupassen. Die Gasturbine 302 kann eine Verdichterkomponente beinhalten, die sich in serieller Strömungsverbindung mit einer Brennkammerkomponente befindet, die zu einer Turbine und anschliessend zu einem Auslass führt. Die Turbine kann dazu eingerichtet sein, einen Generator anzutreiben, der mit einer Last verbunden ist.

Darüber hinaus können ein oder mehrere Sensoren 304 mit einer oder mehreren Komponenten der Gasturbine 302 verbunden sein, um eine oder mehrere der Turbine zugeordnete Betriebsparameter, beispielsweise Einlass- und Auslasstemperaturen und Druckwerte, Temperatur und Druck der Abgase, Verdichterdrehzahl, Einlassleitschaufelwinkel, usw., zu erfassen und/oder zu messen. Die durch die Sensoren erzeugten Messwerte können als Messdaten bezeichnet sein. Beispiele geeigneter Sensoren oder Sensorvorrichtungen umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein, Spannungssensoren, Drucksensoren, Temperatursensoren, Geschwindigkeitssensoren, Positionssensoren, usw.

[0023] Eine Steuereinrichtung 306 kann von dem einen oder den mehreren Sensoren 304 Messdaten aufnehmen. Darüber hinaus kann die Steuereinrichtung 306 in speziellen Ausführungsbeispielen Messdaten und/oder sonstige Daten von einer oder mehreren externen Datenquellen 308 über eine beliebige Anzahl geeigneter Netzwerke 310, beispielsweise ein lokales Netz (LAN), ein Grossraumnetzwerk (WAN), das Internet oder ein beliebiges sonstige Netzwerk aufnehmen, das in der Lage ist, Daten zu übertragen. In speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann eine externe Datenquelle 308 eine Quelle gespeicherter Daten sein, die dem Betrieb der Turbine 102 und/oder einer oder mehrerer Komponenten der Turbine 102 zugeordnet sind.

In speziellen Ausführungsbeispielen kann die Steuereinrichtung 306 von den Sensoren her aufgenommene Echtzeitdaten 304 und von den externen Datenquellen 308 stammende gespeicherte Daten gleichzeitig verarbeiten, um eine genauere Prognose des Betriebszustands der Turbinenkomponente zu liefern. In weiteren Ausführungsbeispielen kann die externe Datenquelle 308 Echtzeitdaten enthalten und kann entweder unabhängig oder in Zusammenwirken mit dem einen oder den mehreren Sensoren 304 mit der Steuereinrichtung 306 verbunden sein, um der Steuereinrichtung Messdaten zu liefern.

Darüber hinaus kann die Steuereinrichtung 306 in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung wenigstens teilweise durch ein oder mehrere externe Steuerungssysteme 312 geregelt/gesteuert werden, die über ein oder mehrere geeignete Netzwerke, beispielsweise das Netzwerk 310, mit der Steuereinrichtung 306 Daten austauschen.

[0024] Die Steuereinrichtung 306 kann eine von einem Prozessor gesteuerte Einrichtung sein, die die dynamische Bestimmung einer Pumpschutzgrenze für eine Turbinenkomponente durchführt. Beispielsweise kann die Steuereinrichtung 306 eine beliebige Anzahl von Spezialrechnern oder sonstigen speziellen Maschinen, anwendungsspezifische Schaltkreise, programmierbare Logiksteuerungen (PLCs), Mikrocontroller, PCs, Minicomputer und dergleichen umfassen. In speziellen Ausführungsbei-spielen kann der Betrieb der Steuereinrichtung 306 durch von einem Computer ausgeführte oder computergestützte Anweisungen geregelt/gesteuert werden, die durch einen oder mehrere Prozessoren ausgeführt werden, die der Steuereinrichtung 306 zugeordnet sind.

Die Anweisungen können in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung dem Bedarf entsprechend in einer oder mehreren Softwarekomponenten implementiert sein. Die Ausführung der Anweisungen kann einen Spezialrechner oder eine sonstige spezielle Maschine bilden, die dazu eingerichtet ist, eine Pumpschutzgrenze für eine Turbinenkomponente zu bestimmen.

[0025] Die Steuereinrichtung 306 kann eine oder mehrere Eingabe/Ausgabe- ("I/O")-Schnittstellen 314, eine oder mehrere Netzwerkschnittstellen 316, eine oder mehrere Prozessoren 318, und/oder eine oder mehrere Speichereinrichtungen 320 enthalten. Die I/O-Schnittstellen 314 können den Datenaustausch zwischen der Steuereinrichtung 306 und einem oder mehreren Eingabe-/Ausgabegeräten, beispielsweise den Sensoren 304, einem universellen seriellen Busanschluss, einer seriellen Schnittstelle, einem Disketten/Plattenlaufwerk, einem CD-ROM-Laufwerk, Infrarotempfänger, und/oder einer oder mehreren Benutzerschnittstelleneinrichtungen, beispielsweise einem Display, einer Tastatur, Maus, einem Tastenfeld, Bedienpult, Touchscreen, einer Fernbedienung, einem Mikrofon, usw., die eine interaktive Bedienung der Steuereinrichtung 306 für den Nutzer erlauben, durchführen.

Die eine oder mehreren I/O-Schnittstellen können genutzt werden, um Messdaten, die von ganz unterschiedlichen Sensoren und/oder Eingabegeräten stammen, und/oder sonstige Daten aufzunehmen oder zu sammeln.

[0026] Die eine oder mehreren Netzwerkschnittstellen 316 können die Verbindung der Steuereinrichtung 306 mit einem oder mehreren geeigneten Netzwerken 310 durchführen, beispielsweise einem lokalen Netz, einem Grossraumnetzwerk, dem Internet o-der jedem sonstigen Netzwerk, das in der Lage ist, Daten zu übertragen. In dieser Hinsicht kann die Steuereinrichtung 306 Messdaten und/oder Steuerungsdaten von sonstigen Netzwerkvorrichtungen und/oder Systemen, beispielsweise den Datenquellen 308 und/oder den externen Steuerungssystemen 312 aufnehmen. Darüber hinaus können die Netzwerkschnittstellen 31 in einigen Ausführungsbeispielen 6 genutzt werden, um von den Sensoren 304 Messdaten aufzunehmen.

[0027] Der eine oder die mehreren Prozessoren 318 können dazu eingerichtet sein, dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnete Messdaten aufzunehmen, die von den Sensoren 304 und/oder den externen Daten 310 stammen. Der eine oder die mehreren Prozessoren 318 können, wie weiter unten eingehender beschrieben, eine beliebige Anzahl von Softwareanwendungen nutzen, um die Messdaten zu verarbeiten und dynamisch Pumpschutzparameter für die Turbinenkomponente zu bestimmen.

Beispiele von Messdaten in Zusammenhang mit dem Betrieb der Turbinenkomponente umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein, Messwerte der Einlassführungsschaufel der Turbinenkomponente, eine Temperatur der Turbinenkomponente, einen Druck der Turbinenkomponente, eine Einlassabzapfwärme der Turbinenkomponente und/oder einen Toleranzspielraum der Turbinenkomponente, und können beliebige sonstige für den Betrieb der Turbinenkomponente relevante Messdaten beinhalten.

[0028] Die eine oder die mehreren Speichereinrichtungen 320 können beliebige geeignete Speichereinrichtungen sein, beispielsweise Cachespeicher, Festspeicher, Direktzugriffsspeicher, magnetische Speichergeräte, usw. Die Speichereinrichtungen 320 können Daten, ausführbare Anweisungen und/oder vielfältige Programmmodule speichern, die durch die Steuereinrichtung 306 genutzt werden, beispielsweise dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnete Messdaten 322, ein Betriebssystem 328, ein oder mehrere Zyklusmodelle 324, die eine dynamische Prognose und Anpassung eines Turbinenbetriebs-zustands durchführen, und/oder ein Pumpschutzmodul 326, das die dynamische Anpassung der Pumpschutzgrenze durchführt. Das Zyklusmodell 324 und das Pumpschutzmodul 326 sind Beispiele von Softwaremodulen, die durch die Steuereinrichtung 306 genutzt werden können.

Das Betriebssystem (OS) 328 kann mittels der Steuereinrichtung 306 die allgemeine Ausführung und/oder den Betrieb der Steuereinrichtung sowie die Ausführung eines oder mehrerer sonstiger Softwaremodule durchführen. Der Prozessor 318 kann das Betriebssystem 328 nutzen, um in dem Zyklusmodell 324 und in dem Pumpschutzmodul 326 eine programmierte Logik zu errichten, und kann dabei die in den Messdaten 322 enthaltenen Daten nutzen. Die implementierte programmierte Logik kann Computeranweisungen für den einen oder die mehreren Prozessoren 318 beinhalten, um das Zyklusmodell 324 und/oder das Pumpschutzmodul 326 durchzuführen. Folglich kann die Steuereinrichtung 306 die Software ausführen, um einen Spezialrechner zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente zu bilden.

[0029] In einem exemplarischen Betrieb des Systems 100 können die in der Steuereinrichtung 306 enthaltenen Prozessoren 318 die Messdaten aufnehmen und wenigstens einen Teil der aufgenommenen Messdaten an das eine oder an die mehreren Zyklusmodelle 324 ausgeben, die durch die Prozessoren 318 ausgeführt werden, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorher zu berechnen. In einem Ausführungsbeispiel kann ein Zyklus-modell 324 ein Onboard-Zyklusmodell sein und ein Modell eines Gasturbinenzyklus repräsentieren. Das Onboard-Zyklusmodell 324 kann Turbinenkomponentenabbildungen enthalten, die das Verhalten unterschiedlicher Komponenten der Turbine unter einem vorgegebenen Satz von Messdaten/Betriebsfaktoren im Wesentlichen in Echtzeit beschreiben.

Darüber hinaus kann das Onboard-Zyklusmodell 324 mehrere mathematische Modelle enthalten, um ein aktives Steuerungssystem zu bilden und eine rasche und genaue Berechnung bei einer grossen Anzahl unterschiedlicher Arbeitspunkte und unter einem weiten Bereich von Betriebszuständen der Turbine durchzuführen. Das Onboard-Zyklusmodell 324 kann dazu eingerichtet sein, einen Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der Messwertdaten, die dem Turbinenbetriebszustand zugeordnet sind, im Wesentlichen in Echtzeit vorherzuberechnen. Das Onboard-Zyklusmodell 324 kann ferner dazu eingerichtet sein, einen vorherberechneten Betriebszustand zum Teil auf der Grundlage des vorherberechneten Betriebszustands und/oder der einen oder der mehreren Messdaten, die dem Turbinenbetriebszustand zugeordnet sind, im Wesentlichen in Echtzeit anzupassen.

Dieser angepasste vorherberechnete Betriebszustand kann danach an das Pumpschutzmodul 326 ausgegeben werden, das die Berechnung und/oder Anpassung der Pumpschutzgrenze für die Turbine im Wesentlichen in Echtzeit durchführt. Darüber hinaus kann das Pumpschutzmodul 326 einen Satz von auf einem Computer ausführbaren Anweisungen enthalten, die dazu dienen, Parameter, beispielsweise Leitschaufelwinkel, Brennstoffströmungssteuerung, usw., zu steuern, um die Pumpschutzgrenze im Wesentlichen in Echtzeit dynamisch anzupassen.

[0030] Somit kann die Steuereinrichtung 306 ein von einem Computer auslesbares Programmprodukt bilden, das die von dem einen oder den mehreren Sensoren 304 aufgenommenen Messdaten verarbeitet und die Messdaten in Steuersignale umwandelt, die dazu eingerichtet sind, den Betriebszustand der Turbine zu steuern.

[0031] Fig. 4 zeigt ein Blockdiagramm exemplarischer Softwaremodule, die durch ein System genutzt werden können, das Pumpschütz für eine Turbinenkomponente, beispielsweise für das in Fig. 3veranschaulichte Systeme 300, bereitstellen. Fig. 4 zeigt mehrere Softwaremodule, die gemeinsam genutzt werden können, um für eine Turbinenkomponente Pumpschutz bereitzustellen, indem eine Pumpschutzgrenze und eine der Turbinenkomponente zugeordnete Betriebskennlinie dynamisch angepasst wird. Die vielfältigen Softwaremodule können ein Betriebssystem 402, ein Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 und ein oder mehrere Zyklusmodelle 406 enthalten.

Eine grosse Vielfalt unterschiedlicher Zyklusmodelle, beispielsweise ein Onboard-Zyklusmodel 1, vielfältige Modelle in Zusammenhang mit Turbinenkomponenten, und/oder vielfältige Prognosemodelle, können nach Wunsch in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt werden. Ein Onboard-Zyklusmodell kann das dynamische Nachbilden einer oder mehrerer Turbinenkomponenten wenigstens zum Teil, auf der Grundlage von Messdaten durchführen, die den modellierten Komponenten zugeordnet sind. Exemplarische Komponentenmodelle 408 können ein Verdichtermodell und ein Turbinenmodell beinhalten. Eine beliebige Anzahl von Prognosemodellen, beispielsweise ein Einschwingtoleranzmodell 410, können in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung nach Wunsch genutzt werden.

[0032] Das Betriebssystem 402 kann eine Plattform bereitstellen, auf der ein oder mehrere sonstige Softwaremodule ausgeführt oder betrieben werden können. Die vielfältigen Modelle können Messdaten von einem oder mehreren Sensoren aufnehmen, die in dem Verdichter und in der Turbine der Gasturbine positioniert sind. Die Modelle können zumindest teilweise auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten das Verhalten einer oder mehrerer Turbinenkomponenten vorherberechnen und/oder nachbilden. Beispielsweise können vielfältige Komponentenmodelle das Verhalten ihrer entsprechenden Komponenten nachbilden. Eine Änderung eines der Messwerte in einer Turbine kann das Verhalten der entsprechenden Turbinenkomponente beeinflussen, und kann wiederum das Verhalten anderer Turbinenkomponenten beeinflussen.

Folglich kann das durch die Komponentenmodelle 408 und/oder das Einschwingtoleranzmodell 410 ermittelte Komponentenverhalten ferner an ein Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden, das dazu eingerichtet sein kann, zum Teil auf der Grundlage der von den Komponentenmodellen 408 und dem Einschwingtoleranzmodell 410 her aufgenommenen Ausgaben, einen Abgleichpunkt zu berechnen; d.h. einen bevorzugten/optimierten Arbeitspunkt der Turbinenkomponenten, der den Wirkungsgrad der Turbine steigert. Allerdings kann eine Änderung der Strömungsbedingungen (Verschleiss) zu einer Änderung der Messdaten führen, was im Lauf der Zeit eine Änderung des Abgleichpunkts zur Folge hat.

Daher kann das Komponentenmodell 408 und das Einschwingtoleranzmodell 410 in Verbindung mit dem Onboard-Zyklusmodell eingesetzt werden, um die Turbinenbetriebskennlinie dynamisch vorherzuberechnen und im Lauf der Zeit anzupassen.

[0033] In herkömmlichen Gasturbinentriebwerken können sich Toleranzspielräume, beispielsweise der radiale Spielraum zwischen Rotorlaufschaufelspitzen und dem Statorgehäuse, in Abhängigkeit von der Verdichterdrehzahl, der Gehäusetemperatur, dem Schaufelblattmaterial, usw. dynamisch ändern und den Wirkungsgrad der Turbine verschlechtern. Das Einschwingtoleranz-modell 410 kann mit dem Onboard-Zyklusmodell zusammenwirken, um Toleranzspielraumzustände in der Turbine und/oder Toleranzspielraumeinflüsse auf den Pumpschutz in der Turbine vorherzuberechnen oder nachzubilden. Das Einschwingtoleranzmodell 410 kann dazu eingerichtet sein, von einem oder mehreren Toleranzspielraumsensoren und/oder anderen Sensoren Messdaten aufzunehmen.

Die Toleranzspielraumsensoren können das Erfassen von Toleranzspielräumen durchführen, beispielsweise Toleranzen von Spitzen an ausgewählten Positionen in der Turbinenkomponente, z.B. an der Vorderseite, an dem rückwärtigen Ende und an der Mittelstufe der Turbinenkomponente. Das Einschwingtoleranzmodell 410 kann zumindest teilweise auf der Grundlage der Toleranzspielräume, die durch die an strategischen Positionen in der Turbinenkomponente angeordneten Toleranzspielraumsensoren erfasst sind, die Bestimmung von Toleranzspielräumen an anderen Positionen in der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit durchführen. Die eine oder die mehreren von dem Einschwingtoleranzmodell 410 stammenden Ausgaben können ferner an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden, um eine genauere Prognose des Turbinenbetriebszustands durchzuführen.

In dieser Hinsicht kann eine Pumpschutzgrenzkennlinie wenigstens zum Teil auf der Grundlage der Toleranzspielraumzustände angepasst werden. Darüber hinaus kann die Verwendung des Einschwingtoleranzmodells 410 den Bedarf minimieren, an gewissen Positionen in der Turbine Toleranzspielraumsensoren/ -sonden anzuordnen, die möglicherweise den Luftstrom innerhalb der Turbine beeinträchtigen.

[0034] Darüber hinaus kann das Onboard-Zyklusmodell dazu eingerichtet sein, wenigstens zum Teil basierend auf vorher gespeicherten Daten und/oder auf einem oder mehreren Messwerten, die von in der Turbine angeordneten Sensoren her aufgenommen sind, eine anfängliche Pumpschutzgrenze für die Turbine zu bestimmen. Die Pumpschutzgrenze kann anschliessend im Wesentlichen in Echtzeit dynamisch angepasst werden. Beispiele eines oder mehrerer Messwerte, die die dynamische Bestimmung der Pumpschutzgrenze ermöglichen, können einen Einlassleitschaufelwinkel, eine Temperatur der Turbinenkomponente, einen Druck der Turbinenkomponente, einen Einlassabzapfwärme-ström und/oder einen Toleranzspielraum der Turbinenkomponente beinhalten.

Um den Wirkungsgrad der Turbine zu erhöhen, kann der angepasste vorherberechnete Betriebszustand, der durch das Onboard-Zyklusmodell ermittelt wurde, allerdings an das Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 ausgegeben werden, das dazu eingerichtet sein kann, die Pumpschutzgrenze wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten Betriebszustands dynamisch anzupassen. In vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann das Pumpschutzmodul 404 auf einem Computer ausführbare Anweisungen enthalten, um Turbinenparameter, beispielsweise Leitschaufelwinkel, Brennstoffzustrom, usw. zu steuern, um den für die Pumpschutzgrenze massgebenden Arbeitspunkt anzupassen. Somit können das eine oder die mehreren Softwaremodule eine Spezialmaschine bilden, die dazu eingerichtet ist, den Turbinenkomponenten Pumpschutz bereitzustellen.

[0035] Fig. 5 veranschaulicht in einem Flussdiagramm ein exemplarisches Verfahren 500 zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, gemäss einem zur Veranschaulichung dargestellten Ausführungsbeispiel der Erfindung.

[0036] Das Verfahren 500 kann in Block 505 beginnen. In Block 505 kann eine Pumpschutzgrenzkennlinie für eine Turbinenkomponente, beispielsweise für einen Verdichter einer Gasturbine, bestimmt werden. Die Pumpschutzgrenzkennlinie kann auch als eine Betriebsgrenzkennlinie bezeichnet werden, beispielsweise eine Betriebsgrenzkennlinie die der in Fig. 2veranschaulichten Betriebsgrenzkennlinie 204 ähnelt. Eine Turbinenkomponente kann unterhalb der Pumpgrenzkennlinie betrieben werden, um sicher zu arbeiten, ohne einem Pumpen ausgesetzt zu werden. Um den sicheren Betrieb einer Turbinenkomponente zu gewährleisten, kann für die Komponente eine Pumpschutzgrenzkennlinie bestimmt werden.

In vielfältigen Ausführungs-beispielen der Erfindung kann die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch ermittelt werden, um die Strömungsverschlechterung und folglich die Änderung von Betriebszuständen der Turbine zu berücksichtigen. In einem Ausführungsbeispiel der Erfindung kann die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch durch einen Prognosesoftwaremodul erzeugt werden, das in einer Steuereinrichtung enthalten ist, das sich in serieller Datenaustauschverbindung mit der Turbinenkomponente befindet. Nach der Bestimmung der Pumpschutzgrenzkennlinie kann der Programmablauf zu Block 510 übergehen.

[0037] In Block 510 können ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, aufgenommen werden. Die Turbine kann mehrere Sensoren oder Sonden enthalten, die in unterschiedlichen Komponenten der Turbine angeordnet sind und die dazu eingerichtet sind, ein oder mehrere dem Betrieb zugeordnete Messdaten der Turbine zu messen. Beispiele eines Messdatums oder mehrerer Messdaten beinhalten Einlassleitschaufelwinkel, Einlass- und Auslasstemperatur, Einlass- und Auslassdruck, eine Einlassabzapfwärme der Turbinenkomponente oder Toleranzspielräume in den Turbinenkomponenten. Sensoren, die verwendet werden, um das eine Messdatum oder die mehreren Messdaten zu erfassen, umfassen, jedoch ohne darauf beschränken zu wollen, Drucksensoren, Temperatursensoren, Positionssensoren, Geschwindigkeitssensoren, usw.

Das in der Steuereinrichtung eingebettete Prognosemodul kann ein Messdatum oder mehrere Messdaten aufnehmen. Nach der Aufnahme eines Messdatums oder mehrerer Messdaten kann der Programmablauf zu Block 515 übergehen.

[0038] In Block 515 kann ein Zyklusmodell, beispielsweise ein in die Steuereinrichtung eingebettetes Onboard-Zyklusmodel 1, ausgeführt werden, um einen erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Das in der Steuereinrichtung eingebettete Prognosemodell, beispielsweise ein Onboard- Zyklusmodel 1, kann Komponentenmodelle beinhalten, die dazu eingerichtet sind, das Verhalten der unterschiedlichen Komponenten der Turbine auf der Grundlage des einen oder (der mehreren) von den Sensoren her aufgenommenen Messwerte mathematisch zu approximieren. In vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann das Onboard-Zyklusmodel 1 einen Satz von auf einem Computer ausführbaren Anweisungen/Computerprogammcode enthalten, um den Betrieb der Turbine nachzubilden und einen Betriebszustand der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit vorherzuberechnen.

In speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann das Onboard-Zyklusmodell mit einem Einschwingtoleranzmodell zusammenwirken, um eine genauere Prognose des erwarteten Betriebszustands der Turbine zu erstellen. Das Einschwingtoleranzmodell kann die Toleranz-Spielräume in verschiedenen Bereichen der Turbine nachbilden. Die Ausgabe des Einschwingtoleranzmodells wird ausserdem an das Zyklusmodell ausgegeben, um die Bestimmung der veränderten Reaktion der Turbinenkomponenten auf die sich dynamisch ändernden Toleranzspielräume in dem System durchzuführen, woraus sich eine verbesserte Prognose des erwarteten Betriebszustands der Turbine ergibt. Ein oder mehrere Prozessoren, die in der Steuereinrichtung enthalten sind und dazu eingerichtet sind, von dem Computer eingesetzte Anweisungen durchzuführen, können das Onboard-Zyklusmodell ausführen.

Somit können Ausführungsbeispiele der Erfindung, die den einen oder die mehreren Prozessoren verwenden, die es erlauben, eine Computerprogrammlogik zu errichten, um den erwarteten Betriebszustand der Turbine vorherzuberechnen, eine Spezialmaschine zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten bilden. Nach der Ausführung des Onboard-Zyklusmodells kann der Programmablauf zu Block 520 übergehen.

[0039] In Block 520 kann ein Teil des einen oder der mehreren Messwerte an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden. Der eine oder die mehreren Messwerte, die von den mehreren Sensoren aufgenommen und zur Vorherberechnung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente verwendet werden, können an das Onboard-Zyklus(modell) ausgegeben werden, um die Anpassung eines vorherberechneten Betriebszustands durchzuführen, der der Turbinenkomponente zugeordnet ist. In dieser Hinsicht kann der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des Betriebs der Turbine dynamisch angepasst werden. Der Programmablauf kann dann zu Block 525 übergehen.

[0040] In Block 525 kann der erwartete Betrieb der Turbinenkomponente auf der Grundlage wenigstens eines Teils des einen oder der mehreren Messwerte angepasst werden. Der eine oder die mehreren Messwerte können sich dynamisch ändern, was zu einer Änderung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente führt. Das Onboard-Zyklusmodell kann den erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente zumindest teilweise auf der Grundlage des einen oder der mehreren an das Onboard- Zyklusmodell in Block 520 ausgegebenen Messwerte anpassen. Nach der Anpassung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente kann der Programmablauf zu Block 530 übergehen.

[0041] In Block 530 kann die Pumpschutzgrenzkennlinie auf der Grundlage des angepassten erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst werden. Ein in der Steuereinrichtung enthaltenes Pumpschutzsoftwaremodul kann dazu eingerichtet sein, die anfänglich durch das Zyklusmodell bestimmte Pumpschutzgrenzkennlinie anzupassen. Um den Wirkungsgrad der Turbine zu erhöhen, muss das System möglichst nahe der Pumpgrenzkennlinie arbeiten. Mit der Vorgabe eines eine Betriebs-kennlinie der Turbine definierenden erwarteten Betriebszustands der Turbine kann die Pumpgrenzkennlinie somit angepasst werden, um die Pumpgrenzkennlinie der Betriebskennlinie der Turbine anzunähern. Die Pumpgrenzkennlinie kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten erwarteten Betriebszustands der Turbine angepasst werden.

Somit können der eine oder die mehreren Messwertdaten, die durch die Steuereinrichtung von Sensoren her aufgenommen wurden, verarbeitet werden und in Signale umgewandelt werden, die dazu dienen, die Turbinenaktuatoren, beispielsweise Brennstoffzustromventile und Einlassführungsventile usw. zu steuern.

[0042] Das Verfahren 500 kann nach Block 530 enden.

[0043] Die in dem Verfahren 500 von Fig. 5beschriebenen Schritte brauchen nicht unbedingt in der in Fig. 5dargelegten Reihenfolge ausgeführt werden, sondern können vielmehr in einer beliebigen geeigneten Reihenfolge ausgeführt werden. Darüber hinaus können in speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung mehr oder weniger der in Fig. 5 unterbreiteten Elemente oder Schritte durchgeführt werden.

[0044] Ausführungsbeispiele der Erfindung können auf unterschiedliche Arten von Turbinen anwendbar sein, beispielsweise auf Dampfturbinen, Gasturbinen, und dergleichen. Die Pumpsteuereinrichtung der Erfindung kann in jedem Verdichtungs-(Pump-)-System Anwendung finden, das einen Verdichter enthält, der der Gefahr eines rotierenden Strömungsabrisses und/oder Pumpens ausgesetzt ist. Zu den Beispielen zählen Gasturbinentriebwerke und Kühlsysteme, z.B. manche Klimaanlagen oder Kältetechniksysteme. Die Erfindung kann ferner in einer Reihe unterschiedlicher Verdichter Anwendung finden, beispielsweise in Axialverdichtern, Industriegebläsen, Zentrifugalverdichtern, Zentrifugalkühlgeräten und -geblasen.

Darüber hinaus können Ausführungsbeispiele der Erfindung für unterschiedliche Komponenten einer Turbine nützlich sein, beispielsweise für eine Verdichterkomponente und eine Turbinenkomponente einer Turbine. Selbstverständlich sind sämtliche in der obigen Beschreibung erwähnten/vorgesehenen Beispiele lediglich zur Veranschaulichung unterbreitet, und sie sollen den Schutzumfang der Erfindung nicht begrenzen.

[0045] Die Erfindung ist im Vorausgehenden anhand von Block-und Flussdiagrammen von Systemen, Verfahren, Einrichtungen und/oder Computerprogrammprodukten gemäss Ausführungsbeispielen der Erfindung beschrieben. Es ist klar, dass ein oder mehrere Blöcke der Blockschaltbilder und Flussdiagramme sowie Kombinationen von Blöcken in den Blockschaltbildern bzw. Flussdiagrammen durch von einem Computer ausführbare Programmanweisungen verwirklicht werden können. Desgleichen müssen gemäss einigen Ausführungsbeispielen der Erfindung einige Blöcke der Blockschaltbilder und Flussdiagramme nicht zwangsläufig in der vorgeschlagenen Reihenfolge ausgeführt werden, bzw. brauchen möglicherweise überhaupt nicht ausgeführt zu werden.

[0046] Diese von einem Computer ausführbaren Programmanweisungen können auf einen Universalrechner, einen Spezialrechner, einen Prozessor, oder auf eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung hochgeladen werden, um eine spezielle Maschine hervorzubringen, so dass die auf dem Computer, Prozessor, oder einer sonstigen programmierbaren Datenverarbeitungsvorrichtung ablaufenden Anweisungen Mittel zur Durchführung einer oder mehrerer Funktionen erzeugen, die in einem oder mehreren Flussdiagrammblöcken spezifiziert sind.

Diese Computerprogrammanweisungen können auch in einem von einem Computer auslesbaren Speicher gespeichert sein, der in der Lage ist, einen Computer oder eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung zu veranlassen, in einer speziellen Weise zu arbeiten, so dass die in dem rechneraus-lesbaren Speicher gespeicherten Anweisungen einen Industrieartikel hervorbringen, der Anweisungsmittel enthält, die eine oder mehrere Funktionen einrichten, die in einem oder mehreren Blöcken des Flussdiagramms spezifiziert sind.

Beispielsweise können Ausführungsbeispiele der Erfindung ein Computerprogrammprodukt schaffen, das ein von einem Computer verwendbares Medium aufweist, das einen von einem Computer auslesbaren Programmcode oder darin ausgeführte Programmanweisungen beinhaltet, wobei der von einem Computer auslesbare Programmcode dazu eingerichtet ist, ausgeführt zu werden, um eine o-der mehrere Funktionen einzurichten, die in einem oder mehreren Blöcken des Flussdiagramms spezifiziert sind.

Die Computerprogrammanweisungen können auch auf einen Rechner oder eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung hochgeladen werden, um zu veranlassen, dass eine Reihe von Betriebselementen oder -schritten auf dem Computer oder einer sonstigen programmierbaren Einrichtung durchgeführt werden, um ein computergestütztes Verfahren zu schaffen, so dass die auf dem Computer oder der sonstigen programmierbaren Einrichtung ablaufenden Anweisungen Elemente oder Schritte zur Durchführung der Funktionen erzeugen, die in einem oder mehreren Blöcken des Flussdiagramms spezifiziert sind.

[0047] Dementsprechend unterstützen Blöcke der Blockschaltbilder und Flussdiagramme Kombinationen von Mitteln zur Durchführung der spezifizierten Funktionen, Kombinationen von Elementen oder Schritten zur Durchführung der spezifizierten Funktionen, und Programmanweisungsmittel zur Durchführung der spezifizierten Funktionen. Es ist ebenfalls klar, dass jeder Block der Blockschaltbilder und Flussdiagramme und Kombinationen von Blöcken in den Blockschaltbildern und Flussdiagrammen durch für spezielle Zwecke konstruierte, auf Hardware basierende Computersysteme verwirklicht werden können, die die spezifizierten Funktionen, Elemente oder Schritte oder Kombinationen von Spezialhardware und Computeranweisungen durchführen.

[0048] Während die Erfindung in Zusammenhang mit der Ausführungsform beschrieben wurde, die derzeit für die praktikabelste und bevorzugte Ausführungsform erachtet wird, ist es jedoch selbstverständlich, dass die Erfindung nicht auf die offenbarten Ausführungsbeispiele beschränkt sein soll, sondern vielmehr vielfältige Modifikationen und äquivalente Anordnungen abdecken soll, die in den Schutzbereich der beigefügten Patentansprüche fallen. Die vorliegende Beschreibung verwendet Beispiele, um die Erfindung, einschliesslich des besten Modus zu offenbaren, und um ausserdem jedem Fachmann zu ermöglichen, die Erfindung in der Praxis einzusetzen, beispielsweise beliebige Einrichtungen und Systeme herzustellen und zu nutzen, und beliebige damit verbundene Verfahren durchzuführen.

Der patentfähige Schutzumfang der Erfindung ist in den Ansprüchen definiert und kann andere dem Fachmann in den Sinn kommende Beispiele umfassen. Solche anderen Beispiele sollen in den Schutzumfang der Ansprüche fallen, falls sie strukturelle Elemente aufweisen, die sich von dem wörtlichen Inhalt der Ansprüche nicht unterscheiden, oder falls sie äquivalente strukturelle Elemente mit unwesentlichen Unterschieden gegenüber dem wörtlichen Inhalt der Ansprüche enthalten.

[0049] Geschaffen sind Systeme und Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten. Ausführungsbeispiele des Verfahrens beinhalten von einem Computer ausgeführte Anweisungen, die durch einen oder mehrere Prozessoren 318 durchgeführt werden, die dazu eingerichtet sind, eine Pump-schutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Die Prozessoren 318 nehmen ein oder mehrere Messwerte auf, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, und geben den einen oder die mehreren aufgenommenen Messwerte an ein Zyklusmodell 324 aus, das ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden.

Darüber hinaus kann die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst werden.

Bezugszeichenliste:

[0050]
<tb>100-<sep>Gasturbine

<tb>102-<sep>Verdichter

<tb>104-<sep>Einlassführungsschaufel

<tb>200-<sep>Pumpabbildung

<tb>202-<sep>Pumpschutzgrenze

<tb>204-<sep>Betriebsgrenzkennlinie

<tb>206-<sep>Betriebskennlinie

<tb>208-<sep>konstante Drehzahl oder IGV-Linie

<tb>300-<sep>Pumpschutzsystem

<tb>302-<sep>Gasturbine

<tb>304-<sep>Sensoren

<tb>306-<sep>Steuereinrichtung

<tb>308-<sep>Datenquelle(n)

<tb>310-<sep>Netzwerk(e)

<tb>312-<sep>externe Steuerungssystem(e)

<tb>314-<sep>Eingabe-Ausgabe-(I/O)-Schnittstelle

<tb>316-<sep>Netzwerkschnittstelle(n)

<tb>318-<sep>Prozessor(en)

<tb>320-<sep>Speicher

<tb>322-<sep>Messdaten

<tb>324-<sep>Zyklusmodell(e)

<tb>326-<sep>Pumpschutzmodul

<tb>402-<sep>Betriebssystem

<tb>404-<sep>Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul

<tb>406-<sep>Zyklusmodelle

<tb>408-<sep>Komponentenmodelle

<tb>410-<sep>Einschwingtoleranzmodell

<tb>500-<sep>Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten

<tb>505-<sep>Block

<tb>510-<sep>Block

<tb>515-<sep>Block

<tb>520-<sep>Block

<tb>525-<sep>Block

<tb>530-<sep>Block

Claims

1. Verfahren (500) zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, wobei das Verfahren die Schritte aufweist:

Bestimmen (505) einer Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente;

Aufnehmen (510) eines oder mehrerer Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind;

Ausgeben (520) des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte an ein Zyklusmodell, das ausgeführt wird (515), um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen, wobei der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst wird (525); und

Anpassen (530) der Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente.

2. Verfahren (500) nach Anspruch 1, wobei die Turbinenkomponente einen Turbinenverdichter umfasst.

3. Verfahren (500) nach Anspruch 1, wobei das Aufnehmen (510) eines oder mehrerer Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, das Aufnehmen eines oder mehrerer Messwerte beinhaltet, die einem Winkel einer Einlassführungsschaufel der Turbinenkomponente, einer Temperatur der Turbinenkomponente, einem Druck der Turbinenkomponente, einer Einlassabzapfwärme der Turbinenkomponente, und/oder einem Toleranzspielraum der Turbinenkomponente zugeordnet sind.

4. Verfahren (500) nach Anspruch 1, zu dem ferner die Schritte gehören:

Aufnehmen einer oder mehrerer Ausgaben von einem sich von dem Zyklusmodell unterscheidenden Prognosemodell; und

Ausgeben der einen oder mehreren aufgenommenen Ausgaben an das Zyklusmodell, wobei der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Ausgaben angepasst wird.

5. Verfahren (500) nach Anspruch 1, wobei das Bestimmen (505) einer Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente den Schritt des Bestimmens einer anfänglichen Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente beinhaltet, die das Zyklusmodell nutzt.

6. System (300) zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, wobei das System (300) umfasst:

einen oder mehrere Sensoren (304), die dazu eingerichtet sind, Parameter zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind; und

ein oder mehrere Prozessoren (318), die dazu eingerichtet sind:

eine Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen;

von dem einen oder den mehreren Sensoren (304) Messdaten aufzunehmen;

die aufgenommenen Messdaten an ein Zyklusmodell (324) auszugeben, das durch den einen oder die mehreren Prozessoren (318) ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen, wobei der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten angepasst wird, und

die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente anzupassen.

7. System (300) nach Anspruch 6, wobei die Turbinenkomponente einen Turbinenverdichter umfasst.

8. System (300) nach Anspruch 6, wobei die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordneten Parameter einen oder mehrere Parameter beinhalten, die einem Winkel einer Einlassführungsschaufel der Turbinenkomponente, einer Temperatur der Turbinenkomponente, einem Druck der Turbinenkomponente, einer Einlassabzapfwärme der Turbinenkomponente und/oder einem Toleranzspielraum der Turbinenkomponente zugeordnet sind.

9. System (300) nach Anspruch 6, wobei der eine oder die mehreren Prozessoren (318) ferner dazu eingerichtet sind:

ein oder mehrere Ausgaben von einem Prognosemodell aufzunehmen, das sich von dem Zyklusmodell (324) unterscheidet; und

die eine oder die mehreren aufgenommenen Ausgaben an das Zyklusmodell (324) auszugeben, wobei der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Ausgaben angepasst wird.

10. Computerprogrammprodukt, das ein in einem Computer verwendbares Medium umfasst, in dem ein von einem Computer auslesbarer Programmcode ausgeführt wird, wobei der von einem Computer auslesbare Programmcode dazu eingerichtet ist, ausgeführt zu werden, um folgende Schritte durchzuführen:

Ausführen eines Zyklusmodells, das dazu eingerichtet ist, ein Betriebszustand einer Turbinenkomponente vorherzuberechnen;

Aufnehmen eines oder mehrerer Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind;

Ausgeben des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte an das Zyklusmodell, wobei der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst wird; und

Anpassen der Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente.