CH700888B1 - System und Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente. - Google Patents

Abstract

Die Erfindung betrifft ein System und ein Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten, sowie ein Computerprogrammprodukt. Das Computerprogrammprodukt beinhaltet 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

Beschreibung Gebiet der Erfindung

[0001 ] Die Erfindung betrifft allgemein ein Verfahren zum Bereitstellen eines anpassbaren Pumpschutzes für Turbinenkomponenten, ein System zum Bereitstellen eines anpassbaren Pumpschutzes für Turbinenkomponenten sowie ein Computerprodukt zur Ausführung eines Verfahrens zum 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] Es ist hieraus der vorliegenden Erfindung die Aufgabe gestellt, ein Verfahren und ein System sowie ein Computerprogrammprodukt zu schaffen zur Bereitstellung eines Pumpschutzes für eine Turbinenkomponente, die insbesondere einen übermässigen Pumpschutz vermeidet und dadurch den Gesamtwirkungsgrad der Komponente optimiert. Die Aufgabe ist durch ein Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente gemäss Anspruch 1 gelöst. Für die Turbinenkomponente wird eine Pumpschutzgrenze bestimmt. Ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, werden aufgenommen und an ein Zyklusmodell ausgegeben, das ausgeführt wird, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wird wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst. Die Pumpschutzgrenze wird auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst.

[0007] Die gestellte Aufgabe ist zudem durch ein System zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente gemäss Anspruch 6 gelöst. Das System umfasst einen oder mehrere Sensoren und einen oder mehrere Prozessoren. Der eine oder die mehreren Sensoren sind dazu eingerichtet, Parameter zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind. Der eine oder die mehreren Prozessoren sind dazu eingerichtet, eine Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Der eine oder die mehreren Prozessoren sind ausserdem dazu eingerichtet, 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 vorherzuberechnen. Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wird wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten angepasst. Der eine oder die mehreren Prozessoren

2 sind darüber hinaus dazu eingerichtet, die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente anzupassen.

[0008] Die gestellte Aufgabe ist zudem durch ein Computerprogrammprodukt gemäss Anspruch 10 gelöst, das ein in einem Computer verwendbares Medium beinhaltet, das einen von einem Computer auslesbaren Programmcode enthält. Der von einem Computer auslesbare Programmcode ist dazu eingerichtet, ausgeführt zu werden, um die Ausführung eines Zyklusmodells durchzuführen, das dazu eingerichtet ist, eine anfängliche Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen und Turbinensteuerungsparameter einer Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Das Computerprogrammprodukt ist ferner dazu eingerichtet, einen oder mehrere Messwerte aufzunehmen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, und es gibt den einen oder die mehreren aufgenommenen Messwerte an das Zyklusmodell aus. Die vorherberechneten Steuerungsparameter der Turbinenkomponente werden wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst. Die Pumpschutzgrenze wird anschliessend auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst.

[0009] Weitere Ausführungsbeispiele 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:

Fig. 1 zeigt eine teilweise geschnittene Ansicht einer exemplarischen Gasturbine, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt werden kann.

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

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

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

Fig. 5 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. 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 enthalten ausserdem einen oder mehrere Prozessoren, die dazu eingerichtet sind, eine anfängliche Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu bestimmen. Die Prozessoren sind ferner dazu eingerichtet, 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 werden genutzt, 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 Pumpschutzgrenze wird wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst.

[0013] In dieser Hinsicht wird die Turbinenkomponente unterhalb einer geeigneten Pumpkennlinie betrieben, während der Wirkungsgrad der Turbine gesteigert und/oder maximiert wird. Für mehrere Turbineneinheiten sind ein oder mehrere Zyklusmodelle dazu eingerichtet, 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 Gesamtsystems gesteigert wird.

3 [0014] Vielfältige Ausführungsbeispiele der Erfindung umfassen einen oder mehrere Spezialrechner, Systeme und/oder spezielle Maschinen zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten. Ein Spezialrechner oder eine spezielle Maschine enthält dem Bedarf entsprechend eine grosse Vielfalt unterschiedlicher Softwaremodule in vielfältigen Ausführungsbeispielen, beispielsweise ein Pumpschutzmodul und ein oder mehrere Zyklusmodelle. Diese vielfältigen Softwarekomponenten werden genutzt, um eine verhältnismässig genaue und stabile Darstellung des Verhaltens einer Turbinenkomponente zu erzeugen. Ein Beispiel eines Zyklusmodells, das genutzt wird, ist ein Onboard-Zyklusmodell, das die Bestimmung eines Betriebszustands einer Turbinenkomponente im Wesentlichen in Echtzeit durchführt. Ein Pumpschutzsoftwaremodul ist dazu eingerichtet, 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 ermöglicht die Bestimmung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente im Wesentlichen in Echtzeit und unter sämtlichen Betriebszuständen. Diese im Wesentlichen in Echtzeit durchgeführte Simulation und Bestimmung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente stellt sogar unter extremen Betriebszuständen Stabilität und optimale Leistung sicher.

[0015] Ausführungsbeispiele der im Vorliegenden beschriebenen Erfindung beinhalten den technischen Effekt, dynamischen oder variablen Pumpschutz in Turbinenkomponenten bereitzustellen. Eine Pumpschutzgrenzkennlinie für eine Turbinenkomponente wird während des Betriebs der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit angepasst. Im Ergebnis lässt sich der Wirkungsgrad der Turbine steigern.

[0016] Fig. 1 zeigt eine exemplarische Gasturbine 100, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt wird. Die Gasturbine 100 wird als eine eigenständige Turbine genutzt, oder sie bildet eine Komponente einer Konfiguration eines kombinierten Zyklus, zu dem beispielsweise auch Dampfturbinen und Generatoren zur Erzeugung elektrischen Stroms gehören. Vielfältige Ausführungsbeispiele der Erfindung werden 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. Ausführungsbeispiele der Erfindung sind lediglich als nicht beschränkende Beispiele anhand eines Verdichterabschnitts einer Gasturbine beschrieben.

[0017] Die exemplarische Gasturbine 100 wird in Verbindung mit einem Generator genutzt, um ein einfaches Zyklussystem zu bilden. Darüber hinaus oder alternativ ist die exemplarische Gasturbine 100 im Falle von Stromerzeugungsanwendungen in einem kombinierten Zyklussystem mit einer Dampfturbine verbunden. 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.

[0018] 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, erhöht sich somit auch das Verdichterdruckverhältnis. Der Verdichter 102 der Gasturbine 100 arbeitet, um ein gewünschtes Verdichterdruckverhältnis für den wirkungsvollen Betrieb der Gasturbine 100 aufrecht zu erhalten. Allerdings hat ein Betrieb mit hohem Verdichterdruckverhältnis in dem Verdichter 102 aerodynamische Instabilitäten, beispielsweise einen Strömungsabriss und/oder Pumpen, zur Folge, was sich nachteilig auf die Komponenten und/oder den Betriebswirkungsgrad der Gasturbine 100 auswirkt. Der Betriebszustand oder -bereich des Verdichters 102 wird allerdings geregelt/gesteuert, indem gewisse kritische Turbinensteuerungsparameter, beispielsweise der Winkel der Einlassführungsschaufeln 104, der Brennstoffzustrom in der Brennkammer, usw. gesteuert werden. In speziellen Ausführungsbeispielen hängen die Turbinensteuerungsparameter von unterschiedlichen Betriebsparametern, wie den Einlass- und Auslasstemperaturen und -drücken des Kompressors, der Temperatur und dem Druck des Abgases, und dergleichen ab. Diese Betriebsparameter werden genutzt, um die optimale Steuerung der Turbinensteuerungsparameter zu erleichtern, um die optimale Leistung zu erzielen. Somit wird der Betrieb des Verdichters 102 durch die geeignete Steuerung gewisser Betriebsparameter auf einen Betriebsbereich beschränkt, 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 einem 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. 2 veranschaulicht eine exemplarische Pumpabbildung 200 für einen exemplarischen Turbinenverdichter.

[0019] 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 (Kilogramm pro Sekunde (Pfund (Ibs) pro Sekunde)) das Gewicht der pro Zeiteinheit aus dem Verdichter ausgestossenen Luft. Sowohl das Druckverhältnis als auch die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit werden durch Messen vielfältiger Verdichterströmungsparameter gewonnen. Beispielsweise wird der Einlassdruck durch Messen des Drucks an dem Einlass des Verdichters über ein Druckrohr gewonnen, während der Auslassdruck in ähnlicher Weise über ein an dem Auslass des Verdichters angeordnetes Druckrohr gemessen wird. Diese Druckmesswerte werden mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale umgewandelt

4 werden und können weiterverarbeitet 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 werden also mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale umgewandelt, um die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit bereitzustellen.

[0020] Unter Bezugnahme auf Fig. 2 veranschaulicht 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 ist am höchsten, wenn sie möglichst nahe der Pumpkennlinie 202 arbeitet, ohne diese zu überschreiten. Folglich wird eine Pumpschutzgrenzkennlinie 204 definiert und bei einem vorbestimmten Grenzwert oder -bereich eingestellt, der von der Strömungsabriss/Pumpkennlinie 202 beabstandet ist, um einen sicheren Betrieb der Turbine zu gewährleisten. Dieser vorgegebene Grenzwert oder -bereich wird auch als die Pumpgrenze oder der Pumpgrenzbereich bezeichnet. Darüber hinaus ist in Fig. 2 auch eine Betriebskennlinie 206 gezeigt, die eine Linie ist, entlang der eine Turbine, beispielsweise die Gasturbine 100, normalerweise arbeitet. Während die Pumpschutzgrenzkennlinie 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.

[0021 ] Die in der Pumpabbildung 200 gezeigte Pumpkennlinie 202 wird empirisch bestimmt, 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 beeinflusst die Stelle der Betriebsposition in der Pumpabbildung 200. Beispielsweise steigt das Druckverhältnis bei einer konstanten Verdichterdrehzahl mit einer Verringerung der Luftströmungsgeschwindigkeit an, bis der Verdichter, wie in Fig. 2 gezeigt, einen Pumpzustand erreicht. Somit bestimmen Betriebsparameter, die den Betrieb der vielfältigen Komponenten der exemplarischen Gasturbine 100 steuern, mindestens zum Teil die Position/Stelle der Betriebskennlinie 206 relativ zu der Pumpschutzgrenzkennlinie 204.

[0022] Allerdings ändern sich der Luftstrom in den vielfältigen Turbinenkomponenten und/oder die Betriebszustände in Echtzeit, was zu einer Änderung des Ortes der Betriebskennlinie 206 führt. Die Änderung des Betriebszustands ruft wiederum eine Änderung der Betriebsparameter hervor. Darüber hinaus ist die Pumpkennlinie 202 selbst durch Betriebsparameter wie Temperatur, Spitzentoleranz, Blattverschleiss, Verdichterdrehzahl usw. beeinflusst. Die Pumpkennlinie für die Turbine ändert sich folglich in Echtzeit. 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 aufrechterhalten wird, um dadurch einen relativ höheren Wirkungsgrad zu erzielen. In vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung wird die Pumpschutzgrenzkennlinie 204, und damit die Betriebskennlinie 206 wenigstens zum Teil auf der Grundlage der in Echtzeit stattfindenden Änderung der Betriebsparameter, die den Ort der Pumpschutzgrenzkennlinie 204 beeinflussen, der Pumpkennlinie 202 im Wesentlichen in Echtzeit angenähert. Nachdem die Pumpschutzgrenzkennlinie 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 Pumpschutzgrenzkennlinie 204 nähert, womit ein im Verhältnis höherer Betriebswirkungsgrad und eine gesteigerte Leistungsabgabe erzielt werden.

[0023] Fig. 3 zeigt eine schematische Ansicht eines exemplarischen Systems 300, das zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente genutzt wird, gemäss unterschiedlichen Ausführungsbeispielen der Erfindung. Fig. 3 veranschaulicht 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 beinhaltet eine Verdichterkomponente, die sich in serieller Strömungsverbindung mit einer Brennkammerkomponente befindet, die zu einer Turbine und anschliessend zu einem Auslass führt. Die Turbine ist dazu eingerichtet, einen Generator anzutreiben, der mit einer Last verbunden ist. Darüber hinaus sind ein oder mehrere Sensoren 304 mit einer oder mehreren Komponenten der Gasturbine 302 verbunden, 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 sind als Messdaten bezeichnet. Beispiele geeigneter Sensoren oder Sensorvorrichtungen umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein, Spannungssensoren, Drucksensoren, Temperatursensoren, Geschwindigkeitssensoren, Positionssensoren, usw.

[0024] Eine Steuereinrichtung 306 kann von dem einen oder den mehreren Sensoren 304 Messdaten aufnehmen. Darüber hinaus nimmt 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 auf, das in der Lage ist, Daten zu übertragen. In speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung ist eine externe Datenquelle 308 eine Quelle gespeicherter Daten, die dem Betrieb der Turbine 102 und/oder einer oder mehrerer Komponenten der Turbine 102 zugeordnet sind. In speziellen Ausführungsbeispielen verarbeitet die Steuereinrichtung 306 von den Sensoren her aufgenommene Echtzeitdaten 304 und von den externen Datenquellen 308 stammende gespeicherte Daten gleichzeitig, um eine genauere Prognose des Betriebszustands der Turbinenkomponente zu liefern. In weiteren Ausführungsbeispie-

5 len enthält die externe Datenquelle 308 Echtzeitdaten und ist entweder unabhängig oder in Zusammenwirken mit dem einen oder den mehreren Sensoren 304 mit der Steuereinrichtung 306 verbunden, um der Steuereinrichtung Messdaten zu liefern. Darüber hinaus wird die Steuereinrichtung 306 in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung wenigstens teilweise durch ein oder mehrere externe Steuerungssysteme 312 geregelt/gesteuert, die über ein oder mehrere geeignete Netzwerke, beispielsweise das Netzwerk 310, mit der Steuereinrichtung 306 Daten austauschen.

[0025] Die Steuereinrichtung 306 ist eine von einem Prozessor gesteuerte Einrichtung, die die dynamische Bestimmung einer Pumpschutzgrenze für eine Turbinenkomponente durchführt. Beispielsweise umfasst die Steuereinrichtung 306 eine beliebige Anzahl von Spezialrechnern oder sonstigen speziellen Maschinen, anwendungsspezifische Schaltkreise, programmierbare Logiksteuerungen (PLCs), Mikrocontroller, PCs, Minicomputer und dergleichen. In speziellen Ausführungsbeispielen wird der Betrieb der Steuereinrichtung 306 durch von einem Computer ausgeführte oder computergestützte Anweisungen geregelt/gesteuert, die durch einen oder mehrere Prozessoren ausgeführt werden, die der Steuereinrichtung 306 zugeordnet sind. Die Anweisungen sind in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung dem Bedarf entsprechend in einer oder mehreren Softwarekomponenten implementiert. Die Ausführung der Anweisungen bildet einen Spezialrechner oder eine sonstige spezielle Maschine, die dazu eingerichtet ist, eine Pumpschutzgrenze für eine Turbinenkomponente zu bestimmen.

[0026] Die Steuereinrichtung 306 enthält eine oder mehrere Eingabe/Ausgabe(«i/0»)-Schnittsteiien 314, eine oder mehrere Netzwerkschnittstellen 316, eine oder mehrere Prozessoren 318, und/oder eine oder mehrere Speichereinrichtungen 320. Die I/O-Schnittstellen 314 können den Datenaustausch zwischen der Steuereinrichtung 306 und einem oder mehreren EingabeVAusgabegeräten, 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 werden genutzt, um Messdaten, die von ganz unterschiedlichen Sensoren und/oder Eingabegeräten stammen, und/oder sonstige Daten aufzunehmen oder zu sammeln.

[0027] Die eine oder mehreren Netzwerkschnittstellen 316 führen die Verbindung der Steuereinrichtung 306 mit einem oder mehreren geeigneten Netzwerken 310 durch, beispielsweise einem lokalen Netz, einem Grossraumnetzwerk, dem Internet oder jedem sonstigen Netzwerk, das in der Lage ist, Daten zu übertragen. In dieser Hinsicht nehmen die Steuereinrichtung 306 Messdaten und/oder Steuerungsdaten von sonstigen Netzwerkvorrichtungen und/oder Systemen, beispielsweise den Datenquellen 308 und/oder den externen Steuerungssystemen 312 auf. Darüber hinaus nehmen die Netzwerkschnittstellen 31 in einigen Ausführungsbeispielen 6 genutzt werden, um von den Sensoren 304 Messdaten auf.

[0028] Der eine oder die mehreren Prozessoren 318 sind dazu eingerichtet, 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 nutzen, wie weiter unten eingehender beschrieben, eine beliebige Anzahl von Softwareanwendungen, 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.

[0029] 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 Turbinenbetriebszustands 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 führt mittels der Steuereinrichtung 306 die allgemeine Ausführung und/oder den Betrieb der Steuereinrichtung sowie die Ausführung eines oder mehrerer sonstiger Softwaremodule durch. Der Prozessor 318 nutzt das Betriebssystem 328, um in dem Zyklusmodell 324 und in dem Pumpschutzmodul 326 eine programmierte Logik zu errichten, und nutzt dabei die in den Messdaten 322 enthaltenen Daten. Die implementierte programmierte Logik beinhaltet Computeranweisungen für den einen oder die mehreren Prozessoren 318, um das Zyklusmodell 324 und/oder das Pumpschutzmodul 326 durchzuführen. Folglich führt die Steuereinrichtung 306 die Software aus, um einen Spezialrechner zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente zu bilden.

[0030] In einem exemplarischen Betrieb des Systems 100 nehmen die in der Steuereinrichtung 306 enthaltenen Prozessoren 318 die Messdaten auf und geben wenigstens einen Teil der aufgenommenen Messdaten an das eine oder an die mehreren Zyklusmodelle 324 aus, die durch die Prozessoren 318 ausgeführt werden, um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. In einem Ausführungsbeispiel ist ein Zyklusmodell 324 ein Onboard-Zyklusmodell und ein Modell eines Gasturbinenzyklus repräsentieren. Das Onboard-Zyklusmodell 324 enthält Turbinenkomponen-

6 tenabbildungen, die das Verhalten unterschiedlicher Komponenten der Turbine unter einem vorgegebenen Satz von Messdaten/Betriebsfaktoren im Wesentlichen in Echtzeit beschreiben. Darüber hinaus enthält das Onboard-Zyklusmodell 324 mehrere mathematische Modelle, 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 ist dazu eingerichtet, 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 ist ferner dazu eingerichtet, 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 wird danach an das Pumpschutzmodul 326 ausgegeben, das die Berechnung und/oder Anpassung der Pumpschutzgrenze für die Turbine im Wesentlichen in Echtzeit durchführt. Darüber hinaus enthält das Pumpschutzmodul 326 einen Satz von auf einem Computer ausführbaren Anweisungen, die dazu dienen, Parameter, beispielsweise Leitschaufelwinkel, Brennstoffströmungssteuerung, usw., zu steuern, um die Pumpschutzgrenze im Wesentlichen in Echtzeit dynamisch anzupassen.

[0031 ] Somit bildet die Steuereinrichtung 306 ein von einem Computer auslesbares Programmprodukt, 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.

[0032] Fig. 4 zeigt ein Blockdiagramm exemplarischer Softwaremodule, die durch ein System genutzt werden können, das Pumpschutz für eine Turbinenkomponente, beispielsweise für das in Fig. 3 veranschaulichte System 300, bereitstellt. 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 enthalten ein Betriebssystem 402, ein Pumpschutz- und Grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 und ein oder mehrere Zyklusmodelle 406. Eine grosse Vielfalt unterschiedlicher Zyklusmodelle, beispielsweise ein Onboard-Zyklusmodell, vielfältige Modelle in Zusammenhang mit Turbinenkomponenten, und/oder vielfältige Prognosemodelle, werden nach Wunsch in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung genutzt. Ein Onboard-Zyklusmodell führt das dynamische Nachbilden einer oder mehrerer Turbinenkomponenten wenigstens zum Teil auf der Grundlage von Messdaten durch, die den modellierten Komponenten zugeordnet sind. Exemplarische Komponentenmodelle 408 beinhalten ein Verdichtermodell und ein Turbinenmodell. Eine beliebige Anzahl von Prognosemodellen, beispielsweise ein Einschwingtoleranzmodell 410, werden in vielfältigen Ausführungsbeispielen der Erfindung nach Wunsch genutzt.

[0033] Das Betriebssystem 402 stellt eine Plattform bereit, auf der ein oder mehrere sonstige Softwaremodule ausgeführt oder betrieben werden. Die vielfältigen Modelle nehmen Messdaten von einem oder mehreren Sensoren auf, 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 bilden vielfältige Komponentenmodelle das Verhalten ihrer entsprechenden Komponenten nach. Eine Änderung eines der Messwerte in einer Turbine beeinflusst das Verhalten der entsprechenden Turbinenkomponente und beeinflusst wiederum das Verhalten anderer Turbinenkomponenten. Folglich wird das durch die Komponentenmodelle 408 und/oder das Einschwingtoleranzmodell 410 ermittelte Komponentenverhalten ferner an ein Onboard-Zyklusmodell ausgegeben, das dazu eingerichtet ist, 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 führt eine Änderung der Strömungsbedingungen (Verschleiss) zu einer Änderung der Messdaten, was im Lauf der Zeit eine Änderung des Abgleichpunkts zur Folge hat. Daher wird das Komponentenmodell 408 und das Einschwingtoleranzmodell 410 in Verbindung mit dem Onboard-Zyklusmodell eingesetzt, um die Turbinenbetriebskennlinie dynamisch vorherzuberechnen und im Lauf der Zeit anzupassen.

[0034] In herkömmlichen Gasturbinentriebwerken ändern sich Toleranzspielräume, beispielsweise der radiale Spielraum zwischen Rotorlaufschaufelspitzen und dem Statorgehäuse, in Abhängigkeit von der Verdichterdrehzahl, der Gehäusetemperatur, dem Schaufelblattmaterial, usw. dynamisch und verschlechtern den Wirkungsgrad der Turbine. Das Einschwingtoleranzmodell 410 wirkt mit dem Onboard-Zyklusmodell zusammen, um Toleranzspielraumzustände in der Turbine und/oder Toleranzspielraumeinflüsse auf den Pumpschutz in der Turbine vorherzuberechnen oder nachzubilden. Das Einschwingtoleranzmodell 410 ist dazu eingerichtet, von einem oder mehreren Toleranzspielraumsensoren und/oder anderen Sensoren Messdaten aufzunehmen. Die Toleranzspielraumsensoren führen das Erfassen von Toleranzspielräumen durch, 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 führt 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 durch. Die eine oder die mehreren von dem Einschwingtoleranzmodell 410 stammenden Ausgaben werden ferner an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben, um eine genauere Prognose des Turbinenbetriebszustands durchzuführen. In dieser Hinsicht wird eine Pumpschutzgrenzkennlinie wenigstens zum Teil auf der Grundlage der Toleranzspielraumzustände angepasst. Darüber hinaus minimiert die Verwendung des Einschwingto-

7 leranzmodells 410 den Bedarf, an gewissen Positionen in der Turbine Toleranzspielraumsensoren/-sonden anzuordnen, die möglicherweise den Luftstrom innerhalb der Turbine beeinträchtigen.

[0035] Darüber hinaus ist das Onboard-Zyklusmodell dazu eingerichtet, 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 wird anschliessend im Wesentlichen in Echtzeit dynamisch angepasst. Beispiele eines oder mehrerer Messwerte, die die dynamische Bestimmung der Pumpschutzgrenze ermöglichen, beinhalten einen Einlassleitschaufelwinkel, eine Temperatur der Turbinenkomponente, einen Druck der Turbinenkomponente, einen Einlassabzapfwärmestrom und/oder einen Toleranzspielraum der Turbinenkomponente. Um den Wirkungsgrad der Turbine zu erhöhen, wird der angepasste vorherberechnete Betriebszustand, der durch das Onboard-Zyklusmodell ermittelt wurde, allerdings an das Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 ausgegeben, das dazu eingerichtet ist, die Pumpschutzgrenze wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten Betriebszustands dynamisch anzupassen. In Ausführungsbeispielen der Erfindung enthält das Pumpschutzmodul 404 auf einem Computer ausführbare Anweisungen, um Turbinenparameter, beispielsweise Leitschaufelwinkel, Brennstoffzustrom, usw. zu steuern, um den für die Pumpschutzgrenze massgebenden Arbeitspunkt anzupassen. Somit bilden das eine oder die mehreren Softwaremodule eine Spezialmaschine, die dazu eingerichtet ist, den Turbinenkomponenten Pumpschutz bereitzustellen.

[0036] 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.

Das Verfahren 500 beginnt in Block 505. In Block 505 wird eine Pumpschutzgrenzkennlinie für eine Turbinenkomponente, beispielsweise für einen Verdichter einer Gasturbine, bestimmt. Die Pumpschutzgrenzkennlinie wird auch als eine Betriebsgrenzkennlinie bezeichnet, beispielsweise eine Betriebsgrenzkennlinie, die der in Fig. 2 veranschaulichten Betriebsgrenzkennlinie oder Pumpschutzgrenzkennlinie 204 ähnelt. Eine Turbinenkomponente wird unterhalb der Pumpgrenzkennlinie betrieben, um sicher zu arbeiten, ohne einem Pumpen ausgesetzt zu werden. Um den sicheren Betrieb einer Turbinenkomponente zu gewährleisten, wird für die Komponente eine Pumpschutzgrenzkennlinie bestimmt. In Ausführungsbeispielen der Erfindung wird die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch ermittelt, um die Strömungsverschlechterung und folglich die Änderung von Betriebszuständen der Turbine zu berücksichtigen. In einem Ausführungsbeispiel der Erfindung wird die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch durch einen Prognosesoftwaremodul erzeugt, das in einer Steuereinrichtung enthalten ist, das sich in serieller Datenaustauschverbindung mit der Turbinenkomponente befindet. Nach der Bestimmung der Pumpschutzgrenzkennlinie geht der Programmablauf zu Block 510 über.

[0037] In Block 510 werden ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, aufgenommen. Die Turbine enthält mehrere Sensoren oder Sonden, 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 nimmt ein Messdatum oder mehrere Messdaten auf. Nach der Aufnahme eines Messdatums oder mehrerer Messdaten geht der Programmablauf zu Block 515 über.

[0038] In Block 515 wird ein Zyklusmodell, beispielsweise ein in die Steuereinrichtung eingebettetes Onboard-Zyklusmodell, ausgeführt, um einen erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen. Das in der Steuereinrichtung eingebettete Prognosemodell, beispielsweise ein Onboard-Zyklusmodell, beinhaltet Komponentenmodelle, 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 Ausführungsbeispielen der Erfindung enthält das Onboard-Zyklusmodell einen Satz von auf einem Computer ausführbaren Anweisungen/ Computerprogrammcode, um den Betrieb der Turbine nachzubilden und einen Betriebszustand der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit vorherzuberechnen. In speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung wirkt das Onboard-Zyklusmodell mit einem Einschwingtoleranzmodell zusammen, um eine genauere Prognose des erwarteten Betriebszustands der Turbine zu erstellen. Das Einschwingtoleranzmodell bildet die Toleranzspielräume in verschiedenen Bereichen der Turbine nach. 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, führen das Onboard-Zyklusmodell aus. Somit bilden 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. Nach der Ausführung des Onboard-Zyklusmodells geht der Programmablauf zu Block 520 über.

8 [0039] In Block 520 wird ein Teil des einen oder der mehreren Messwerte an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben. Der eine oder die mehreren Messwerte, die von den mehreren Sensoren aufgenommen und zur Vorherberechnung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente verwendet werden, werden an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben, um die Anpassung eines vorherberechneten Betriebszustands durchzuführen, der der Turbinenkomponente zugeordnet ist. In dieser Hinsicht wird der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des Betriebs der Turbine dynamisch angepasst. Der Programmablauf geht dann zu Block 525 über.

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

[0041 ] In Block 530 wird die Pumpschutzgrenzkennlinie auf der Grundlage des angepassten erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente angepasst. Ein in der Steuereinrichtung enthaltenes Pumpschutzsoftwaremodul ist dazu eingerichtet, 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 Betriebskennlinie der Turbine definierenden erwarteten Betriebszustands der Turbine wird die Pumpgrenzkennlinie somit angepasst, um die Pumpgrenzkennlinie der Betriebskennlinie der Turbine anzunähern. Die Pumpgrenzkennlinie wird wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten erwarteten Betriebszustands der Turbine angepasst. Somit werden der eine oder die mehreren Messwertdaten, die durch die Steuereinrichtung von Sensoren her aufgenommen wurden, verarbeitet und in Signale umgewandelt, die dazu dienen, die Turbinenaktuatoren, beispielsweise Brennstoffzustromventile und Einlassführungsventile usw. zu steuern.

[0042] Das Verfahren 500 endet nach Block 530.

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

[0044] Ausführungsbeispiele der Erfindung sind auf unterschiedliche Arten von Turbinen anwendbar, beispielsweise auf Dampfturbinen, Gasturbinen, und dergleichen. Die Pumpsteuereinrichtung der Erfindung findet in jedem Verdichtungs(Pump-)-System Anwendung, 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 findet ferner in einer Reihe unterschiedlicher Verdichter Anwendung, beispielsweise in Axialverdichtern, Industriegebläsen, Zentrifugalverdichtern, Zentrifugalkühlgeräten und -gebläsen. Darüber hinaus sind Ausführungsbeispiele der Erfindung für unterschiedliche Komponenten einer Turbine nützlich, beispielsweise für eine Verdichterkomponente und eine Turbinenkomponente einer Turbine.

[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. 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 werden auf einen Universalrechner, einen Spezialrechner, einen Prozessor, oder auf eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung hochgeladen, 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 rechnerauslesbaren 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 schaffen Ausführungsbeispiele der Erfindung ein Computerprogrammprodukt, 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 oder mehrere Funktionen einzurichten, die in einem oder mehreren Blöcken des Flussdiagramms spezifiziert sind. Die Computerprogrammanweisungen werden auch auf einen Rechner oder eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung hochgeladen, 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 program-

9 mierbaren 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, 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.

[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 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.

Bezugszeichenliste:

[0050]

100 Gasturbine

102 Verdichter

104 Einlassführungsschaufel

200 Pumpabbildung

202 Pumpschutzgrenze

204 Betriebsgrenzkennlinie

206 Betriebskennlinie

208 konstante Drehzahl oder IGV-Linie

300 Pumpschutzsystem

302 Gasturbine

304 Sensoren

306 Steuereinrichtung

308 Datenquelle(n)

310 Netzwerk(e)

312 externe Steuerungssystem(e)

314 Eingabe-Ausgabe-(l/0)-Schnittstelle 316 Netzwerkschnittstelle(n)

318 Prozessor(en)

10

Claims (1)

1. 320 Speicher 322 Messdaten 324 Zyklusmodell(e) 326 Pumpschutzmodul 402 Betriebssystem 404 Pumpschutz- und Grenzkennlinienbestimmungsmodul 406 Zyklusmodelle 408 Komponentenmodelle 410 Einschwingtoleranzmodell 500 Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten 505 Block 510 Block 515 Block 520 Block 525 Block 530 Block Patentansprüche 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 Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente vorherzuberechnen, wobei die vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden (525); und Anpassen (530) der Pumpschutzgrenze auf der Grundlage der angepassten vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter 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 Einschwingtoleranzmodells zur Bestimmung von Toleranzspielräumen in der Turbinenkomponente in Echtzeit; und Ausgeben der einen oder mehreren aufgenommenen Ausgaben an das Zyklusmodell, wobei die vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Ausgaben angepasst werden. 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, wobei die anfängliche Pumpschutzgrenze wenigstens zum Teil basierend auf vorher gespeicherten Daten und/oder auf einem oder mehreren Messwerten, die von in der Turbine angeordneten Sensoren (304) her aufgenommen sind, bestimmt wird. 6. System (300) zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1 , umfassend: einen oder mehrere Sensoren (304), die dazu eingerichtet sind, Parameter zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind; und 11 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 Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente vorherzuberechnen, wobei die vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten angepasst werden, und die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage der angepassten vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter 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 Einschwingtoleranzmodell zur Bestimmung von Toleranzspielräumen in der Turbinenkomponente in Echtzeit aufzunehmen, das sich von dem Zyklusmodell (324) unterscheidet; und die eine oder die mehreren aufgenommenen Ausgaben an das Zyklusmodell (324) auszugeben, wobei die vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente ferner wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Ausgaben angepasst werden. 10. Computerprogrammprodukt zur Verwendung in einem Computer zur Verwendung in einem System gemäss Anspruch 6, das ein in einem Computer verwendbares Medium umfasst, in dem ein von einem Computer auslesbarer Programmcode enthalten ist, wobei der von einem Computer auslesbare Programmcode dazu eingerichtet ist, ausgeführt zu werden, um folgende Schritte durchzuführen: Bestimmen einer anfänglichen Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente; Ausführen eines Zyklusmodells, das dazu eingerichtet ist, Turbinensteuerungsparameter einer Turbinenkomponente vorherzuberechnen; Aufnehmen eines oder mehrerer Messwerte von an der Turbinenkomponente angeordneten Sensoren (304), die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind; Ausgeben des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte an das Zyklusmodell, wobei die vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren aufgenommenen Messwerte angepasst werden; und Anpassen der Pumpschutzgrenze auf der Grundlage der angepassten vorherberechneten Turbinensteuerungsparameter der Turbinenkomponente mittels einer Steuereinrichtung (306), die mit der Turbinenkomponente verbunden ist. 12