CH707549A2

CH707549A2 - A method of operating a gas turbine.

Info

Publication number: CH707549A2
Application number: CH712014A
Authority: CH
Inventors: Alston Ilford Scipio; William Theadore Fisher; Timothy Tah-Teh Yang; Sanji Ekanayake; Stephen Paul Wassynger
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2013-01-28
Filing date: 2014-01-20
Publication date: 2014-07-31
Also published as: JP2014145357A; DE102014100480A1

Abstract

Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine, mit den Schritten: Ermitteln eines Soll-Zustandes an einer Turbinenstufe (84); Ermitteln einer Ist-Heissgaspfadtemperatur; Ermitteln einer Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe (84); Entnahme eines Luftstroms aus einer Verdichterstufe (82); Abschätzen einer dem Luftstrom hinzuzufügenden geschätzten Fluidmenge, um eine Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe zu erreichen; Hinzufügen eines Fluids in einer Menge im Wesentlichen gleich der geschätzten Fluidmenge zu dem Luftstrom, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen; und Einspritzen des Feuchtluftstroms in eine Düse an der Turbinenstufe (84). Das Verfahren ermöglicht die Lebensdauerverlängerung von Heissgaspfadkomponenten.A method of operating a gas turbine comprising the steps of: determining a desired condition at a turbine stage (84); Determining an actual hot gas path temperature; Determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage (84); Removing an air stream from a compressor stage (82); Estimating an estimated amount of fluid to be added to the airflow to achieve a desired hot gas path temperature at the turbine stage; Adding a fluid in an amount substantially equal to the estimated amount of fluid to the airflow to produce a moist airflow; and injecting the wet air stream into a nozzle at the turbine stage (84). The method allows lifetime extension of hot gas path components.

Description

Querverweis auf verwandte AnmeldungenCross-reference to related applications

[0001] Diese Anmeldung ist eine Teilfortführung der U.S. Patentanmeldung Ser. Nr. 13/670, 504 mit dem Titel «SYSTEMS AND METHODS FOR ACTIVE COMPONENT LIFE MANAGEMENT FOR GAS TURBINE ENGINES», eingereicht am 7. Oktober 2012, welche hierin durch Verweis beinhaltet ist. This application is a continuation part of U.S. Pat. Patent Application Ser. No. 13/670, 504 entitled "SYSTEMS AND METHODS FOR ACTIVE COMPONENT LIFE MANAGEMENT FOR GAS TURBINE ENGINES" filed Oct. 7, 2012, which is incorporated herein by reference.

Technisches Gebiet der ErfindungTechnical field of the invention

[0002] Gegenstand der hier beschriebenen Erfindung sind allgemein Gasturbinen und insbesondere aktive Komponentenlebensdauer-Managementsysteme und -verfahren zur Bereitstellung von zusätzlicher Kühlung zum Ausgleich von Spitzen-, Niedrig- und Ultraniedrig-Lastbetriebsarten und anderer Arten von Betriebsparametern. The subject of the invention described herein are generally gas turbines, and more particularly, active component life management systems and methods for providing additional cooling to compensate for peak, low and ultra low load modes and other types of operating parameters.

Hintergrund zu der ErfindungBackground to the invention

[0003] Die Lebensdauer von Gasturbinenheissgaspfadteilen hat einen signifikanten Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des Gesamtlebensdauerzyklus von Einfachzyklus- und Kombinationszyklus-Kraftwerken. Gasturbinen verwenden im Allgemeinen Zapfluft aus einer oder mehreren Stufen eines Verdichters, um eine Kühlung und/oder Abdichtung der Komponenten entlang des Heissgaspfades in der Turbine bereitzustellen. Luft kann aus dem Verdichter entnommen und ausserhalb oder innerhalb den Stellen zugeführt werden, die eine Kühlung in der Turbine erfordern, was hierin als ein Turbinenkühlkreis definiert ist. Jede in dem Verdichter verdichtete und nicht zur Erzeugung von Verbrennungsgasen genutzte Luft verringert jedoch allgemein den Gesamtwirkungsgrad der Gasturbine. Andererseits können erhöhte Temperaturen in der Turbine einen Einfluss auf die Emissionspegel und die Lebensdauer der Komponenten haben, die entlang des Heissgaspfades und anderswo positioniert sind. Im Allgemeinen verringert ein Betrieb oberhalb der Grundlast die Lebensdauer der Heissgaspfadkomponenten, während ein Betrieb unterhalb der Grundlast die Komponentenlebensdauer im Allgemeinen verlängert. The lifetime of gas turbine hot gas path parts has a significant impact on the economics of the overall life cycle of single cycle and combination cycle power plants. Gas turbines generally use bleed air from one or more stages of a compressor to provide cooling and / or sealing of the components along the hot gas path in the turbine. Air may be taken from the compressor and supplied outside or within the locations requiring cooling in the turbine, which is defined herein as a turbine cooling circuit. However, any air compressed in the compressor and not used to generate combustion gases generally reduces the overall efficiency of the gas turbine. On the other hand, elevated temperatures in the turbine may have an impact on the emission levels and life of the components positioned along the hot gas path and elsewhere. In general, operation above the base load reduces the life of the hot gas path components while operating below the base load generally extends the component life.

[0004] Eine Ausnahme zu dieser Beziehung kann man jedoch in Bezug auf die Düsen und Laufschaufeln der Stufen hinter der ersten Turbinenstufe finden. Die Einlassgastemperaturen hinterer Stufen können bei Spitzenfeuerung höher als bei Grundlast und noch höher bei längerer Absenkung oder sehr niedrigen Lasten und Feuerungstemperaturen sein. Gasturbinen sind typischerweise für einen Dauergrundlastbetrieb mit minimierten Kühlflüssen zu den Stufen ausgelegt, um den thermischen Wirkungsgrad zu maximieren. Diesbezüglich kann ein Niedriglastbetrieb für die Komponenten in den hinteren Stufen schädlich sein, während ein Spitzenlastbetrieb für die Komponenten in allen Stufen der Turbine schädlich sein kann. An exception to this relationship, however, can be found with respect to the nozzles and blades of the stages behind the first turbine stage. Backstage inlet gas temperatures may be higher at peak firing than at baseload and even higher at longer settlements or at very low loads and firing temperatures. Gas turbines are typically designed for continuous base load operation with minimized cooling flows to the stages to maximize thermal efficiency. In this regard, low load operation may be detrimental to the components in the rear stages, while peak load operation may be detrimental to the components in all stages of the turbine.

[0005] Das auf Physik basierende Verständnis der Lebensdauer von Gasturbinen-Heissgaspfadteilen zeigt, dass ein Betrieb über der Nenn-Feuerungstemperatur (T-fire) die Lebensdauer von Heissgaspfadteilen verkürzt und ein Betrieb unter der Nenn-Feuerungstemperatur (T-fire) die Teilelebensdauer verlängert. Diese Beziehung ist als der anwendbare Wartungsfaktor (MF) quantifiziert. Die Auswirkung auf die Düse der letzten Stufe und die Laufschaufel der letzten Stufe ist jedoch komplizierter und hat eine Beziehung zu T-fire und zur Ausgangsleistung dergestalt, dass die Gastemperatur bei dieser Stufe eine Badewannengestalt in Bezug auf die Ausgangsleistung und T-fire annimmt. Die Gastemperatur der letzten Stufe ist bei Spitzenfeuerung höher als bei Grundlast und bei längerer Absenkung oder sehr niedriger Last und T-fire noch höher. Dieses Phänomen zeigt eine der Intuition entgegensetzte Auswirkung auf die Komponenten der letzten Stufe, bei der ein Betrieb bei längerem Absenkungspegel oder ultraniedriger Last den grössten negativen Einfluss auf die Teilelebensdauer hat. The physics-based understanding of the lifetime of gas turbine hot gas path parts shows that operation above the rated firing temperature (T-fire) shortens the life of hot gas path parts and operating below the rated firing temperature (T-fire) prolongs part life , This relationship is quantified as the applicable maintenance factor (MF). However, the effect on the final stage nozzle and last stage nozzle is more complicated and has a relation to T-fire and output power such that the gas temperature at this stage assumes a bath shape in terms of output and T-fire. The gas temperature of the last stage is higher at peak firing than at baseload and even longer at lower or very low load and T-fire. This phenomenon exhibits an intuitionally adverse effect on the final stage components, where operation at longer settling level or ultra-low load has the greatest negative impact on component life.

[0006] Gasturbinen sind typischerweise für einen Dauergrundlastbetrieb ausgelegt und jeder Aufwand wird zur Minimierung von Kühlungsströmen unternommen, um den thermischen Wirkungsgrad der Gasturbine zu maximieren. Diese typische Strategie kann jedoch im Spitzenlastbetrieb und im Ultraniedriglastbetrieb schädlich sein. Für Gasturbinen, die Abgastemperatur-geführt (herkömmliche Steuerung) oder modifiziert-Abgastemperatur-geführt gesteuert werden, stellt eine extern variable Turbinenbereichs-Kühlungsströmung eine zusätzliche Herausforderung für Abgastemperatursteuerungen dar, bei denen die gemessene Abgastemperatur kompensiert werden muss, um die Auswirkung der variablen Kühlmittelströmung zu berücksichtigen. Gas turbines are typically designed for continuous base load operation and every effort is made to minimize cooling flows to maximize the thermal efficiency of the gas turbine. However, this typical strategy can be detrimental in peak load operation and ultra low load operation. For gas turbines controlled by exhaust gas temperature control (conventional control) or modified exhaust gas temperature control, externally variable turbine region cooling flow presents an additional challenge to exhaust gas temperature controls, where the measured exhaust gas temperature must be compensated to increase the effect of variable coolant flow consider.

[0007] Herkömmliche Heissgaspfadtemperatur-Managementsysteme stellen keine ausreichenden Einrichtungen zur Beherrschung der negativen Betriebsauswirkung auf die Teilelebensdauer während eines Spitzen- und längeren Absenkungs- (oder Ultraniedriglast-) Betriebs bereit. Zusätzlich stellen herkömmliche Heissgaspfadtemperaturmanagementsysteme eine unzureichende selektive Unterkühlung der Heissgaspfadkomponenten, zur Erhöhung der Turbinenspitzenlast über die Nennleistungsfähigkeit hinaus bereit. Conventional hot gas path temperature management systems do not provide sufficient facilities to control the negative operating impact on part life during peak and longer pull down (or ultra low load) operation. In addition, conventional hot gas path temperature management systems provide insufficient selective undercooling of the hot gas path components to increase turbine tip load beyond rated capacity.

Kurze Beschreibung der ErfindungBrief description of the invention

[0008] Gemäss einer exemplarischen nicht einschränkenden Ausführungsform betrifft die Erfindung ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine. Das Verfahren beinhaltet die Schritte einer Ermittlung einer Heissgaspfadtemperatur an einer Turbinenstufe und die Ermittlung einer Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe. Ein Luftstrom wird aus einer Verdichterstufe entnommen und eine den Luftstrom hinzuzufügende Fluidmenge zum Erreichen einer Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe wird abgeschätzt. Das Verfahren beinhaltet den Schritt der Hinzufügung der abgeschätzten Fluidmenge zu dem Luftstrom, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen und die Einspritzung des Feuchtluftstroms in eine Düse der Turbinenstufe. According to an exemplary non-limiting embodiment, the invention relates to a method for operating a gas turbine. The method includes the steps of determining a hot gas path temperature at a turbine stage and determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage. An air stream is taken from a compressor stage and an amount of fluid to be added to the air stream to reach a desired hot gas path temperature at the turbine stage is estimated. The method includes the step of adding the estimated amount of fluid to the air stream to produce a wet air stream and injecting the wet air stream into a nozzle of the turbine stage.

[0009] Das Fluid ist Wasser oder Dampf. The fluid is water or steam.

[0010] Die Ermittlung einer Ist-Heissgaspfadtemperatur kann den Schritt der Messung der Ist-Heissgaspfadtemperatur mittels eines optischen Messwandlers aufweisen. The determination of an actual hot gas path temperature may comprise the step of measuring the actual hot gas path temperature by means of an optical transducer.

[0011] Zusätzlich oder alternativ kann die Ermittlung einer Ist-Heissgaspfadtemperatur den Schritt der Messung einer Brennerabgastemperatur aufweisen. Additionally or alternatively, the determination of an actual hot gas path temperature may comprise the step of measuring a burner exhaust gas temperature.

[0012] Zusätzlich oder alternativ kann die Ermittlung einer Ist-Heissgaspfadtemperatur den Schritt der Ermittlung einer Ist-Heissgaspfadtemperatur bei einer ersten Turbinenstufe und die Ermittlung einer Ist-Heissgaspfadtemperatur bei einer zweiten Turbinenstufe aufweisen. Additionally or alternatively, the determination of an actual hot gas path temperature may comprise the step of determining an actual hot gas path temperature at a first turbine stage and the determination of an actual hot gas path temperature at a second turbine stage.

[0013] Zusätzlich oder alternativ kann die Ermittlung einer Soll-Heissgaspfadtemperatur bei der Turbinenstufe aufweisen: Ermitteln einer Soll-Heissgaspfadtemperatur bei einer ersten Stufe; und Ermitteln einer Soll-Heissgaspfadtemperatur bei einer zweiten Stufe. Additionally or alternatively, the determination of a desired hot gas path temperature at the turbine stage may include: determining a desired hot gas path temperature at a first stage; and determining a desired hot gas path temperature at a second stage.

[0014] Die Entnahme eines Luftstroms kann aufweisen: Entnehmen eines ersten Luftstroms aus einer ersten Verdichterstufe; und Entnehmen eines zweiten Luftstroms aus einer zweiten Verdichterstufe. The removal of an air stream may comprise: removing a first air flow from a first compressor stage; and removing a second airflow from a second compressor stage.

[0015] Die Abschätzung einer dem Luftstrom hinzuzufügenden Fluidmenge kann die Schritte aufweisen: Abschätzen einer dem ersten Luftstrom hinzuzufügenden ersten Fluidmenge; und Abschätzen einer dem zweiten Luftstrom hinzuzufügenden zweiten Fluidmenge; The estimation of a quantity of fluid to be added to the air flow may include the steps of: estimating a first fluid amount to be added to the first air flow; and estimating a second fluid amount to be added to the second airflow;

[0016] In einer weiteren Ausführungsform wird ein System zur Verlängerung der Lebensdauer von Heissgaspfadkomponenten beschrieben. Das System enthält einen an einer Turbinenstufe angeordneten Temperatursensor und ein Subsystem zur Ermittlung einer Soll-Heissgaspfadtemperatur bei der Turbinenstufe. Eine Entnahmeleitung ist mit einer Verdichterstufe verbunden und für die Entnahme eines Luftstroms angepasst. Das System enthält ein Subsystem zur Abschätzung einer dem Luftstrom hinzuzufügenden Wasser- oder Dampfmenge, um die Soll-Heissgaspfadtemperatur zu erreichen. Eine Wasser- oder Dampfeinspritzkomponente, die zum Einspritzen der Wasser- oder Dampfmenge in den Luftstrom zum Erzeugen eines Feuchtluftstroms angepasst ist und ein Einspritzungssubsystem, das zum Einspritzen des Feuchtluftstroms in eine Düse an der Turbinenstufe angepasst ist, sind ebenfalls enthalten. In another embodiment, a system for extending the life of hot gas path components is described. The system includes a temperature sensor located at a turbine stage and a subsystem for determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage. A sampling line is connected to a compressor stage and adapted for the removal of an air flow. The system includes a subsystem for estimating an amount of water or steam to be added to the airflow to achieve the desired hot gas path temperature. A water or vapor injection component adapted to inject the amount of water or vapor into the air stream to produce a wet air stream and an injection subsystem adapted to inject the wet air stream into a nozzle at the turbine stage are also included.

[0017] Der Temperatursensor des Systems kann ein optischer Messwandler sein. The temperature sensor of the system may be an optical transducer.

[0018] Die Wasser- oder Dampfeinspritzkomponente jedes vorstehend erwähnten Systems kann eine Wasser- oder Dampfeinspritzkammer aufweisen. The water or steam injection component of each system mentioned above may include a water or steam injection chamber.

[0019] Jedes vorstehend erwähnte System kann ferner aufweisen: einen zweiten Temperatursensor, der bei einer zweiten Turbinenstufe angeordnet ist; eine zweite Entnahmeleitung, die mit einer zweiten Verdichterstufe verbunden ist, die zur Entnahme eines zweiten Luftstroms angepasst ist; und ein zweites Subsystem zum Ermitteln einer Soll-Heissgaspfadtemperatur an der zweiten Turbinenstufe; ein zweites Subsystem zum Abschätzen einer zweiten dem zweiten Luftstrom hinzuzufügenden Wasser- oder Dampfmenge, um die Soll-Heissgaspfadtemperatur an der zweiten Turbinenstufe zu erreichen; und eine zweite Brennstoffeinspritzkomponente, die zum Einspritzen einer zweiten Wasser- oder Dampfmenge in den zweiten Luftstrom angepasst ist, um einen zweiten Feuchtluftstrom zu erzeugen; und ein zweites Einspritzsubsystem, das zum Einspritzen eines zweiten Feuchtluftstroms in eine Düse an der zweiten Turbinenstufe angepasst ist. Each of the aforementioned systems may further include: a second temperature sensor disposed at a second turbine stage; a second extraction line connected to a second compressor stage adapted to extract a second airflow; and a second subsystem for determining a desired hot gas path temperature at the second turbine stage; a second subsystem for estimating a second amount of water or vapor to be added to the second airflow to achieve the desired hot gas path temperature at the second turbine stage; and a second fuel injection component adapted to inject a second quantity of water or vapor into the second airflow to produce a second wet airflow; and a second injection subsystem adapted to inject a second wet air stream into a nozzle at the second turbine stage.

[0020] In einer weiteren Ausführungsform wird eine Gasturbine mit einem Verdichter, einer Turbine und einer mit einer Stufe des Verdichters verbundenen Leitung, die zur Entnahme eines Luftstroms angepasst ist, beschrieben. Die Gasturbine enthält auch einen Temperatursensor, der zum Messen einer Heissgaspfadtemperatur an einer Turbinenstufe angepasst ist. Die Gasturbine enthält eine Wasser- oder Dampfeinspritzkammer, die mit der Leitung verbunden und zum Einspritzen einer vorbestimmten Wasser- oder Dampfmenge in den Luftstrom angepasst ist, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen, und eine Einspritzvorrichtung, die mit der Leitung verbunden und zum Einspritzen des Feuchtluftstroms in die Turbinenstufe angepasst ist. In another embodiment, a gas turbine with a compressor, a turbine and a line connected to a stage of the compressor, which is adapted to remove an air flow is described. The gas turbine also includes a temperature sensor adapted to measure a hot gas path temperature at a turbine stage. The gas turbine includes a water or steam injection chamber connected to the conduit and adapted to inject a predetermined amount of water or vapor into the air stream to produce a moist air stream and an injector connected to the conduit for injecting the wet air stream into the air stream the turbine stage is adjusted.

[0021] Der Temperatursensor der Gasturbine kann einen optischen Messwandler aufweisen. The temperature sensor of the gas turbine may comprise an optical transducer.

[0022] Die Gasturbine jedes vorstehend erwähnten Typs kann ferner eine mit einer zweiten Stufe des Verdichters verbundene zweite Entnahmeleitung aufweisen, die zu Entnahme eines zweiten Luftstroms angepasst ist. The gas turbine of each type mentioned above may further comprise a second bleed line connected to a second stage of the compressor, adapted to take a second air flow.

[0023] Die Gasturbine jedes vorstehend erwähnten Typs kann ferner einen zweiten Temperatursensor aufweisen, der zum Messen einer zweiten Heissgaspfadtemperatur bei einer zweiten Turbinenstufe angepasst ist. The gas turbine of each type mentioned above may further include a second temperature sensor adapted to measure a second hot gas path temperature at a second turbine stage.

[0024] Die Gasturbine jedes vorstehend erwähnten Typs kann ferner aufweisen: eine zweite Wasser- oder Dampfeinspritzkammer, die mit der zweiten Entnahmeleitung verbunden und zum Einspritzen einer zweiten vorbestimmten Wasser- oder Dampfmenge in den Luftstrom angepasst ist, um einen zweiten Feuchtluftstrom zu erzeugen; und eine zweite Einspritzvorrichtung, die mit der zweiten Entnahmeleitung verbunden und zum Einspritzen des zweiten Feuchtluftstroms in die zweite Turbinenstufe angepasst ist. The gas turbine of each type mentioned above may further comprise: a second water or steam injection chamber connected to the second withdrawal conduit and adapted to inject a second predetermined amount of water or vapor into the airflow to produce a second wet airflow; and a second injector connected to the second withdrawal conduit and adapted to inject the second moist airflow into the second turbine stage.

[0025] In einer weiteren Ausführungsform wird ein Verfahren zum Verbessern einer Ausgangsleistung einer einen Verdichter und eine Turbine aufweisenden Gasturbine beschrieben. Das Verfahren beinhaltet die Schritte der Ermittlung einer Ist-Ausgangsleistung und einer Soll-Ausgangsleistung. Das Verfahren beinhaltet auch die Schritte der Entnahme eines Luftstroms aus einer Verdichterstufe und die Abschätzung einer dem Luftstrom hinzuzufügenden abgeschätzten Fluidmenge, um die Soll-Ausgangleistung zu erreichen. In einem weiteren Schritt beinhaltet das Verfahren die Hinzufügung von Fluid in einer Menge im Wesentlichen gleich der abgeschätzten Fluidmenge zu dem Luftstrom, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen. Das Verfahren beinhaltet auch die Einspritzung des Feuchtluftstroms in eine Düse an einer Turbinenstufe und die Einstellung der Ist-Ausgangsleistung auf die Soll-Ausgangsleistung. In a further embodiment, a method for improving an output of a gas turbine having a compressor and a turbine is described. The method includes the steps of determining an actual output and a target output. The method also includes the steps of extracting an airflow from a compressor stage and estimating an estimated amount of fluid to add to the airflow to achieve the desired output power. In a further step, the method includes adding fluid in an amount substantially equal to the estimated amount of fluid to the airflow to produce a moist airflow. The method also includes injecting the wet air flow into a nozzle at a turbine stage and adjusting the actual output power to the desired output power.

[0026] Das Fluid kann Wasser oder Dampf sein. The fluid may be water or steam.

[0027] Die Einspritzung eines Feuchtluftstroms in eine Düse an der Turbinenstufe kann die Einspritzung eines Feuchtluftstroms in mehrere Düsen an mehreren Turbinenstufen beinhalten. Injecting a wet air stream into a nozzle at the turbine stage may involve injecting a wet air stream into a plurality of nozzles at a plurality of turbine stages.

[0028] Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden aus der nachstehenden detaillierteren Beschreibung der bevorzugten Ausführungsform in Verbindung mit den beigefügten Zeichnungen ersichtlich, welche im Rahmen eines Beispiels die Prinzipien bestimmter Aspekte der Erfindung veranschaulichen. Further features and advantages of the present invention will become apparent from the following more detailed description of the preferred embodiment, taken in conjunction with the accompanying drawings, which illustrate, by way of example, the principles of certain aspects of the invention.

Kurze Beschreibung der ZeichnungenBrief description of the drawings

[0029] <tb>Fig. 1<SEP>ist eine schematische Darstellung einer Gasturbine, die einen Verdichter, einen Brenner, eine Turbine und eine Last darstellt. <tb>Fig. 2<SEP>ist eine schematische Darstellung einer Ausführungsform eines Feuchtluft-Kühlsystems, wie es hierin beschrieben ist. <tb>Fig. 3<SEP>ist ein Funktionsschema einer Ausführungsform eines in einem Feuchtluft-Kühlsystem verwendeten Steuerungssystems. <tb>Fig. 4<SEP>ist eine schematische Darstellung eines Abschnittes einer Turbine mit einer Infrarotkamera. <tb>Fig. 5<SEP>ist ein Flussdiagramm einer Ausführungsform eines Verfahrens zum Betreiben einer Gasturbine unter Verwendung eines Feuchtluft-Kühlsystems. <tb>Fig. 6<SEP>ist ein Flussdiagramm einer Ausführungsform eines Verfahrens zum Verbessern einer Ausgangsleistung einer Gasturbine.[0029] <Tb> FIG. 1 <SEP> is a schematic representation of a gas turbine representing a compressor, a burner, a turbine and a load. <Tb> FIG. 2 <SEP> is a schematic representation of one embodiment of a wet air cooling system as described herein. <Tb> FIG. 3 <SEP> is a functional diagram of one embodiment of a control system used in a wet air cooling system. <Tb> FIG. 4 <SEP> is a schematic representation of a section of a turbine with an infrared camera. <Tb> FIG. 5 <SEP> is a flowchart of one embodiment of a method of operating a gas turbine using a wet air cooling system. <Tb> FIG. 6 <SEP> is a flowchart of one embodiment of a method for improving an output of a gas turbine.

Detaillierte Beschreibung der ErfindungDetailed description of the invention

[0030] ] Die hierin beschriebenen Systeme und Verfahren stellen eine Unterkühlung der Heissgaspfaddüsen mit feuchter Luft, gekoppelt mit einer Abgastemperatur-Steuerungskompensation bereit. In einer weiteren Ausführungsform wird eine direkte Heissgaspfadkomponenten-Metalltemperaturmessung mit einem optischen Messwandler (z.B. einer Infrarotkamera) bereitgestellt. In noch einer weiteren Ausführungsform kann eine direkte Heissgaspfad-Gasstromtemperaturmessung mit einem optischen Messwandler (z.B. einer Infrarotkamera) angewendet werden. Die Kühlstromtemperaturen werden gemessen und die Kühlstromtemperaturen werden auf den Sollwert durch die Hinzufügung von de-mineralisiertem Wasser oder Dampf zum Erhöhen der Kühlluft-»Feuchtigkeit» bzw. Kühlluftmassenstroms gesteuert. Die Unterkühlung aller Düsenstufen in der Turbine ermöglicht ein aktives Teilelebensdauermanagement, welches dazu genutzt werden kann, den Maschinenbetrieb über seine derzeitigen Grenzen hinaus in Verbindung mit einer zusätzlichen Bewilligung zur Spitzenüberhitzung auszudehnen. The systems and methods described herein provide subcooling of the hot gas path nozzles with humid air coupled with exhaust temperature control compensation. In another embodiment, a direct hot gas path component metal temperature measurement is provided with an optical transducer (e.g., an infrared camera). In yet another embodiment, a direct hot gas path gas flow temperature measurement may be applied with an optical transducer (e.g., an infrared camera). The cooling flow temperatures are measured and the cooling flow temperatures are controlled to the set point by the addition of de-mineralized water or steam to increase the cooling air "humidity" or cooling air mass flow. The subcooling of all nozzle stages in the turbine enables active part life management, which can be used to extend engine operation beyond its current limitations, in conjunction with additional peak overheat approval.

[0031] In den Zeichnungen, in welchen sich gleiche Bezugszeichen auf gleiche Elemente durchgängig durch die verschiedenen Ansichten beziehen, stellt Fig. 1 eine schematische Darstellung einer Gasturbine 10 dar, wie sie hierin verwendet werden kann. Die Gasturbine 10 kann einen Verdichter 15 enthalten. Der Verdichter 15 verdichtet einen ankommenden Luftstrom 20. Der Verdichter 15 liefert den verdichteten Luftstrom 20 an einen Brenner 25. Der Brenner 25 vermischt den verdichteten Luftstrom 20 mit einem unter Druck stehendem Brennstoffstrom 30 und zündet das Gemisch, um einen Verbrennungsgasstrom 35 zu erzeugen. Obwohl nur ein Brenner 25 dargestellt ist, kann die Gasturbine 10 eine beliebige Anzahl von Brennern enthalten. Der Verbrennungsgasstrom 35 wird wiederum an eine Turbine 40 geliefert. Der Verbrennungsgasstrom 35 treibt die Turbine 40 an, um so mechanische Arbeit zu erzeugen. Die in der Turbine 40 erzeugte mechanische Arbeit treibt den Verdichter 15 und eine externe Last 50, wie z.B. einen elektrischen Generator und dergleichen, über eine Welle 45 an. In the drawings, wherein like reference numerals refer to like elements throughout the several views, FIG. 1 illustrates a schematic of a gas turbine engine 10 as may be used herein. The gas turbine 10 may include a compressor 15. The compressor 15 compresses an incoming air stream 20. The compressor 15 delivers the compressed air stream 20 to a burner 25. The burner 25 mixes the compressed air stream 20 with a pressurized fuel stream 30 and ignites the mixture to produce a combustion gas stream 35. Although only one burner 25 is illustrated, the gas turbine 10 may include any number of burners. The combustion gas stream 35 is in turn supplied to a turbine 40. The combustion gas stream 35 drives the turbine 40 to produce mechanical work. The mechanical work generated in the turbine 40 drives the compressor 15 and an external load 50, such as e.g. an electric generator and the like via a shaft 45.

[0032] Die Gasturbine 10 kann Erdgas, flüssige Brennstoffe, verschiedene Arten von Synthesegas und/oder andere Brennstofftypen verwenden. Die Gasturbine 10 kann irgendeine von einer Anzahl unterschiedlicher Gasturbinen sein, die weltweit von verschiedenen Herstellern angeboten werden. Die Gasturbine 10 kann unterschiedliche Gestaltungen haben und kann andere Komponententypen verwenden. Mehr als nur eine Gasturbine 10, andere Arten von Turbomaschinen und andere Arten von Stromerzeugungsgeräten können ebenfalls hierin verwendet werden. The gas turbine 10 may use natural gas, liquid fuels, various types of syngas, and / or other types of fuels. The gas turbine 10 may be any of a number of different gas turbines offered by different manufacturers worldwide. The gas turbine 10 may have different configurations and may use other types of components. More than just a gas turbine 10, other types of turbomachinery, and other types of power generators may also be used herein.

[0033] Wie vorstehend beschrieben, kann der Verdichter 15 eine Anzahl von Verdichterstufen 55 darin verwenden. Ebenso kann die Turbine 40 jede beliebige Anzahl von Turbinenstufen 40 darin verwenden. Die Gasturbine 10 kann somit eine Anzahl von Luftentnahmestellen 65 verwenden, um Kühlluft aus dem Verdichter 15 für die Turbine 40 bereitzustellen. In diesem Beispiel wird Luft aus der ersten Verdichterstufe 72 für eine erste Turbinenstufe 72 unter Verwendung einer ersten Entnahmeleitung 70 entnommen. So wie hierin verwendet, werden «erste» und «zweite» zur Unterscheidung der Stufen voneinander verwendet und nicht um notwendigerweise die Stufe des Verdichters 15 oder der Turbine 40 zu implizieren. Beispielsweise kann sich die erste Verdichterstufe 72 auf eine Stufe 9 des Verdichters 15 beziehen und die zweite Verdichterstufe kann sich auf eine Stufe 13 des Verdichters 15 beziehen. Ein erstes Entnahmesteuerungsventil 76 kann in der ersten Entnahmeleitung 70 positioniert sein. Ebenso kann die Gasturbine 10 eine zweite Entnahmeleitung 80 haben, die sich von der einer zweiten Verdichterstufe 82 zu einer zweiten Turbine 84 erstreckt. Ein zweites Entnahmesteuerungsventil 86 kann in der zweiten Entnahmeleitung 80 positioniert sein. Eine Verdichterauslassentnahmeleitung 90 kann sich von einem Verdichterauslass 92 zu einem Einlasszapfwärmesammler 94 oder einer anderen Stelle erstrecken. Der Einlasszapfwärme-sammler 94 kann um einen Einlass des Verdichters 15 herum positioniert sein. Ein Einlasszapfwärmesammlerventil 96 kann zum Steuern des Stroms dorthin verwendet werden. Die Entnahmeleitungen können sich innerhalb oder ausserhalb des Turbinengehäuses befinden. Weitere Komponenten und weitere Gestaltungen können hierin verwendet werden. As described above, the compressor 15 may use a number of compressor stages 55 therein. Likewise, the turbine 40 may use any number of turbine stages 40 therein. The gas turbine 10 may thus use a number of air extraction points 65 to provide cooling air from the compressor 15 for the turbine 40. In this example, air is taken from the first compressor stage 72 for a first turbine stage 72 using a first extraction line 70. As used herein, "first" and "second" are used to distinguish the stages from one another and not necessarily to imply the stage of the compressor 15 or the turbine 40. For example, the first compressor stage 72 may relate to a stage 9 of the compressor 15 and the second compressor stage may relate to a stage 13 of the compressor 15. A first extraction control valve 76 may be positioned in the first extraction line 70. Likewise, the gas turbine 10 may have a second extraction line 80 extending from a second compressor stage 82 to a second turbine 84. A second extraction control valve 86 may be positioned in the second extraction line 80. A compressor outlet line 90 may extend from a compressor outlet 92 to an inlet tap heat collector 94 or other location. The inlet tap heat collector 94 may be positioned about an inlet of the compressor 15. An inlet bleed heat collector valve 96 may be used to control the flow there. The extraction lines can be located inside or outside the turbine housing. Other components and other designs may be used herein.

[0034] Fig. 2 stellt ein Feuchtluft-Kühlsystem 100 gemäss einer Ausführungsform dar. Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann mit der Gasturbine 10 wie vorstehend beschrieben verwendet werden. Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann die Komponenten der Turbine 40 deshalb entlang des Heissgaspfades, insbesondere im Bereich der ersten Turbinenstufe 74 (welche in einer Ausführungsform die Stufe 3 der Turbine sein kann) und der zweiten Turbinenstufe 89 (welche in einer Ausführungsform die Stufe 2 der Turbine sein kann) aktiv kühlen. FIG. 2 illustrates a wet air cooling system 100 according to one embodiment. The wet air cooling system 100 may be used with the gas turbine 10 as described above. The wet air cooling system 100 may therefore include the components of the turbine 40 along the hot gas path, particularly in the region of the first turbine stage 74 (which in one embodiment may be stage 3 of the turbine) and the second turbine stage 89 (which in one embodiment is stage 2 of FIG Turbine can be active) cool.

[0035] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann einen ersten Strömungs- und Temperatursensor 110 enthalten, der im Bereich der ersten Entnahmeleitung 70 positioniert ist. Ebenso kann das Feuchtluft-Kühlsystem 100 einen zweiten Strömungs- und Temperatursensor 120 enthalten, der im Bereich der zweiten Entnahmeleitung 80 positioniert ist. Der erste Strömungs- und Temperatursensor 110 und der zweite Strömungs- und Temperatursensor 120 können herkömmlicher Bauart sein. Der erste Strömungs- und Temperatursensor 110 und der zweite Strömungs- und Temperatursensor 120 bestimmen somit den Durchsatz und die Temperatur des Luftstroms 20 in der ersten Entnahmeleitung 70 (erster Luftstrom) und in der zweiten Entnahmeleitung 80 (zweiter Luftstrom). The wet air cooling system 100 may include a first flow and temperature sensor 110 positioned in the region of the first extraction line 70. Likewise, the wet air cooling system 100 may include a second flow and temperature sensor 120 positioned in the region of the second extraction line 80. The first flow and temperature sensor 110 and the second flow and temperature sensor 120 may be of conventional design. The first flow and temperature sensor 110 and the second flow and temperature sensor 120 thus determine the flow rate and the temperature of the air flow 20 in the first extraction line 70 (first air flow) and in the second extraction line 80 (second air flow).

[0036] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann auch eine erste Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 enthalten, die im Bereich der ersten Entnahmeleitung 70 positioniert ist. Die erste Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 kann ein Verdampfungskühlsystem sein, bei dem destilliertes Wasser einem Absorptionsmedium zugeführt und dem Luftstrom durch das Medium zum Verdampfen des Wassers mittels der Energie in der Luft ausgesetzt wird. Alternativ können mehrere Sammler und Düsen einen Strahl von fein zerstäubtem Wasser oder Dampf in den Luftstrom liefern. The wet air cooling system 100 may also include a first water / steam injection chamber 130 positioned in the region of the first extraction line 70. The first water / steam injection chamber 130 may be an evaporative cooling system in which distilled water is supplied to an absorption medium and exposed to the flow of air through the medium to evaporate the water by means of the energy in the air. Alternatively, multiple collectors and nozzles may deliver a jet of finely atomized water or steam into the airflow.

[0037] Ebenso kann das Feuchtluft-Kühlsystem 100 eine zweite Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 enthalten, die im Bereich der zweiten Entnahmeleitung 80 positioniert ist. Die erste Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 und die zweite Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 können mit einem beliebigen Heiz- oder Kühlmedium aus einer beliebigen Quelle in Verbindung stehen. Weitere Komponenten und andere Gestaltungen können hierin verwendet werden. Similarly, the wet air cooling system 100 may include a second water / steam injection chamber 140 positioned in the region of the second withdrawal conduit 80. The first water / steam injection chamber 130 and the second water / steam injection chamber 140 may communicate with any heating or cooling medium from any source. Other components and other configurations may be used herein.

[0038] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann ein erstes Steuerungsventil 150 enthalten, das in der ersten Entnahmeleitung 70 stromabwärts von der ersten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 angeordnet ist. Das erste Steuerungsventil 150 steuert die Feuchtluftmenge, die in die erste Turbinenstufe 74 eingespritzt wird. Zusätzlich ist ein erster stromabwärtsseitiger Sensor 170 stromabwärts von der ersten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 angeordnet und wird zur Ermittlung der Temperatur und des Durchsatzes des Feuchtluftstroms verwendet, der in die erste Turbinenstufe 74 eingespritzt wird. Ebenso kann das Feuchtluft-Kühlsystem 100 ein zweites Steuerungsventil 160 enthalten, das in der zweiten Entnahmeleitung 80 stromabwärts von der zweiten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 angeordnet ist. Das zweite Steuerungsventil 160 steuert die Feuchtluftmenge, die in die zweite Turbinenstufe 84 eingespritzt wird. Zusätzlich ist ein zweiter stromabwärtsseitiger Sensor 180 stromabwärts von der zweiten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 angeordnet und wird zur Ermittlung der Temperatur und des Durchsatzes des Feuchtluftstroms verwendet, der in die zweite Turbinenstufe 84 eingespritzt wird. The wet air cooling system 100 may include a first control valve 150 disposed in the first extraction line 70 downstream of the first water / steam injection chamber 130. The first control valve 150 controls the amount of humid air injected into the first turbine stage 74. Additionally, a first downstream sensor 170 is located downstream of the first water / steam injection chamber 130 and is used to determine the temperature and flow rate of the wet air stream injected into the first turbine stage 74. Similarly, the wet air cooling system 100 may include a second control valve 160 disposed in the second withdrawal conduit 80 downstream of the second water / steam injection chamber 140. The second control valve 160 controls the amount of humid air injected into the second turbine stage 84. In addition, a second downstream sensor 180 is located downstream from the second water / steam injection chamber 140 and is used to determine the temperature and flow rate of the wet air stream injected into the second turbine stage 84.

[0039] Die Hinzufügung von Feuchtigkeit zu den Turbinendüsen-kühlungsströmen mittels Wasser/Dampf-Einspritzung verbessert die spezifische Wärme (Cp) der Kühlluft und in einem geringeren Umfang die der primären Strömung. Zusätzlich senkt die Hinzufügung von Feuchtigkeit zu den Turbinendüsenkühlungsströmen mittels Wasser/Dampf-Einspritzung die Stufenbetriebstemperatur, was die Teilelebensdauer verbessert und ein aktives Teilelebensdauermanagement durch Modulieren der Einspritzung bei jeder Stufe ermöglicht. Ein weiterer Vorteil aus der Hinzufügung von Feuchtluft zu den Turbinendüsenkühlungsströmen besteht darin, dass sie den Massenstrom der Stufe erhöht und dadurch die Spitzenausgangsleistung erhöht. Die Hinzufügung von Feuchtluft verringert auch die Abgastemperatur während eines Niederlastbetriebs und verbessert dadurch die Fähigkeit, den Isothermengrenzwert von Wärmerückgewinnungsdampfgeneratoren bei Gasturbinenleistungssteigerungen zu erfüllen. The addition of moisture to the turbine nozzle cooling streams by means of water / steam injection improves the specific heat (Cp) of the cooling air and to a lesser extent that of the primary flow. In addition, the addition of moisture to the turbine nozzle cooling streams via water / steam injection lowers the stage operating temperature, which improves part life and enables active part life management by modulating the injection at each stage. Another benefit of adding humid air to the turbine nozzle cooling flows is that it increases the mass flow of the stage and thereby increases the peak output power. The addition of wet air also reduces the exhaust gas temperature during a low load operation, thereby improving the ability to meet the isothermal limit of heat recovery steam generators in gas turbine power increases.

[0040] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann mittels einer Kühlungssteuerung 350 betrieben werden. Die Kühlungssteuerung 350 kann mit dem Gesamtsteuerungssystem der Gasturbine 10 in Verbindung stehen oder darin integriert sein. Die Kühlungssteuerung 350 kann eine Rückmeldung aus den verschiedenen Strömungssensoren empfangen, um somit die verschiedenen Steuerungsventile und Blockierungsventile geeignet zu betreiben, um so die Temperatur der Luftentnahmen 65 sowie die Temperatur der Heissgaspfadkomponenten zu steuern. Zusätzlich kann die durch die erste Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 (erste Fluidmenge) und durch die zweite Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 (zweite Fluidmenge) hinzuzufügende Fluidmenge durch die Kühlungssteuerung 350 gesteuert werden. The wet air cooling system 100 may be operated by a cooling controller 350. The cooling controller 350 may be in communication with or integrated with the overall control system of the gas turbine engine 10. The cooling controller 350 may receive feedback from the various flow sensors so as to properly operate the various control valves and blocking valves so as to control the temperature of the air extraction 65 and the temperature of the hot gas path components. In addition, the amount of fluid to be added by the first water / steam injection chamber 130 (first fluid amount) and by the second water / steam injection chamber 140 (second fluid amount) may be controlled by the cooling controller 350.

[0041] Die Kühlungssteuerung 350 des hierin beschriebenen Feuchtluft-Kühlsystems 100 überwacht somit den Durchsatz und die Temperatur in der ersten Entnahmeleitung 70 und der zweiten Entnahmeleitung 80 sowie die Temperatur der Heissgaspfadkomponenten in der Turbine 40 und die Lastbedingungen darin. Die Temperatur der Luftentnahmen 65 kann somit mittels der ersten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 130 und der zweiten Wasser/Dampf-Einspritzkammer 140 verändert werden. The cooling controller 350 of the moist air cooling system 100 described herein thus monitors the flow rate and temperature in the first extraction line 70 and the second extraction line 80 and the temperature of the hot gas path components in the turbine 40 and the load conditions therein. The temperature of the air withdrawals 65 can thus be changed by means of the first water / steam injection chamber 130 and the second water / steam injection chamber 140.

[0042] Die Kühlungssteuerung 350 kann auch den durch das Feuchtluft-Kühlsystem 100 bereitgestellten variablen Feuchtluftkühlungsstrom ausgleichen. Ein Abgastemperatursensor 360 kann stromabwärts von der Turbine 40 positioniert sein, um die Abgastemperatur zu ermitteln. Da die Gasturbine 10 Abgastemperatur-geführt gesteuert werden kann, kann die Kühlungssteuerung 350 eine Eingangsgrösse aus dem Abgastemperatursensor 360 sowie der zweiten Abgasströmung und dem Temperatursensor 120 und der ersten Strömung und dem Temperatursensor 110 empfangen, um somit einen angemessenen Kompensationsfaktor für die zusätzliche kühlende Feuchtluft bereitzustellen. Die Kühlungssteuerung 350 kann somit Stufenpegelzeit bei Temperaturverfolgung und -management bereitstellen. The cooling controller 350 may also compensate for the variable wet air cooling flow provided by the wet air cooling system 100. An exhaust gas temperature sensor 360 may be positioned downstream of the turbine 40 to determine the exhaust gas temperature. Since the gas turbine 10 may be controlled exhaust temperature controlled, the cooling controller 350 may receive an input from the exhaust temperature sensor 360 as well as the second exhaust flow and the temperature sensor 120 and the first flow and the temperature sensor 110, thus providing an adequate compensation factor for the additional cooling humid air , The cooling controller 350 may thus provide step-level time in temperature tracking and management.

[0043] Die Kühlungssteuerung 350 kann ein eigenständiger Prozessor oder Teil eines grösseren Steuerungssystems, wie z.B. des General Electric «SPEEDTRONIC™ Gasturbinensteuerungssystems sein, wie es in Rowen, W.I., SPEEDTRONIC™ Mark V Gas Turbine Control System», GE-3658D, veröffentlicht von GE Industrial & Power Systems of Schenectady, N.Y. beschrieben ist. Die Kühlungssteuerung 350 kann ein Computersystem mit einem Prozessor (en) sein, die Programme ausführen, um den Betrieb der Gasturbine unter Verwendung von Sensoreingangssignalen und Instruktionen von einer Bedienungsperson zu steuern. Die von der Kühlungssteuerung 350 ausgeführten Programme können Planungsalgorithmen zum Regeln des Brennstoffstroms zu dem Brenner 25 beinhalten. Die von der Kühlungssteuerung 350 erzeugten Befehle veranlassen Aktuatoren in dem Feuchtluft-Kühlsystem 100 beispielsweise dazu, das erste Steuerungsventil 150 und das zweite Steuerungsventil 160 einzustellen. The cooling controller 350 may be a stand-alone processor or part of a larger control system, such as a processor. General Electric «SPEEDTRONIC ™ Gas Turbine Control System as described in Rowen, W.I., SPEEDTRONIC ™ Mark V Gas Turbine Control System», GE-3658D, published by GE Industrial & Power Systems of Schenectady, N.Y. is described. The cooling controller 350 may be a computer system having a processor (s) executing programs to control the operation of the gas turbine using sensor inputs and instructions from an operator. The programs executed by the cooling controller 350 may include scheduling algorithms for controlling the flow of fuel to the combustor 25. For example, the commands generated by the cooling controller 350 cause actuators in the wet air cooling system 100 to adjust the first control valve 150 and the second control valve 160.

[0044] Fig. 3 ist eine Funktionsdarstellung einer Ausführungsform der Kühlungssteuerung 350. Von Abgastemperatursensoren gemessene Abgastemperaturwerte 420 können durch ein erstes Verarbeitungsmodul 440 verarbeitet werden. Das erste Verarbeitungsmodul 440 kann ein auf einem Steuerungsalgorithmus basierendes Modell sein, das einen linearen quadratischen Abschätzungsalgorithmus (Kaiman-Filter) verwendet. Die vom ersten stromabwärtsseitigen Sensor 170 und zweiten stromabwärtsseitigen Sensor 180 gemessenen Kühlungseinspritzstromwerte 430 werden auch an zweites Verarbeitungsmodul 450 geliefert, das ein Modell-basierender Steuerungsalgorithmus sein kann, der ein Kaiman-Filter verwendet. Die Ausgangssignale aus dem ersten Verarbeitungsmodul 440 und dem zweiten Verarbeitungsmodul 450 werden an ein drittes Verarbeitungsmodul 460 geliefert, wo die Abgastemperatur, die abgeleitete Feuerungstemperatur und die Niveautemperatur der Heissgaspfadstufe berechnet und für aktive Düsenkühlungsströme ausgeglichen werden. Ein weiteres Modul 470 kann eine zeitliche Aufzeichnung der Zeit bei einer Temperatur für verschiedene Stufen für Verfolgungs- und Managementzwecke führen. FIG. 3 is a functional representation of one embodiment of the cooling controller 350. Exhaust temperature values 420 measured by exhaust temperature sensors may be processed by a first processing module 440. The first processing module 440 may be a control algorithm based model that uses a linear quadratic estimation algorithm (Kalman filter). The cooling injection current values 430 measured by the first downstream-side sensor 170 and the second downstream-side sensor 180 are also provided to the second processing module 450, which may be a model-based control algorithm using a Kalman filter. The output signals from the first processing module 440 and the second processing module 450 are provided to a third processing module 460 where the exhaust temperature, the derived firing temperature, and the home temperature of the hot gas path stage are calculated and compensated for active nozzle cooling flows. Another module 470 may maintain a time-lapse time record at a temperature for various stages for tracking and management purposes.

[0045] Fig. 4 stellt ein optisches System, wie z.B. eine Infrarotkamera 370 dar, die über einer Heissgaspfadkomponente 380 positioniert ist. Die Heissgaspfadkomponente 380 kann eine Laufschaufel 390, eine Düse 400 oder irgendeine andere Art von Komponente sein, die in der Turbine 40 positioniert ist. Die Infrarotkamera 370 kann von herkömmlicher Auslegung sein. Die Infrarotkamera 370 kann eine Temperaturverteilung entlang der Heissgaspfadkomponente 380 erfassen. Die Infrarotkamera 370 o-der eine andere Art von Vorrichtung kann mit der Kühlungsteuerung 350 in Verbindung stehen. Diagnosealgorithmen können dazu genutzt werden, um einen Zustandsindex zu erzeugen, der entweder den Gesamtzustand der Komponentenoberfläche oder den Zustand einer spezifischen Stelle entlang der Oberfläche widerspiegelt. Lokale Defekte wie z.B. Oxidation und Abplatzung können als Abweichungen um die Stelle auf der Komponentenoberfläche erscheinen. Der Zustandsindex kann somit als ein Indikator für den Zustand der Komponente oder eines Abschnittes davon verwendet werden. Die Infrarotkamera 370 kann einen Auslöser 410 zur Verwendung mit rotierenden Heissgaspfadkomponenten enthalten. Ähnliche Arten von Pyrometersystemen und andere Arten optischer Systeme können hierin ebenfalls in einer ähnlichen Weise verwendet werden. Weitere Komponenten und andere Ausgestaltungen können ebenfalls hierin verwendet werden. Fig. 4 illustrates an optical system, such as e.g. an infrared camera 370 positioned over a hot gas path component 380. The hot gas path component 380 may be a bucket 390, a nozzle 400, or any other type of component positioned in the turbine 40. The infrared camera 370 may be of conventional design. The infrared camera 370 may detect a temperature distribution along the hot gas path component 380. The infrared camera 370 or other type of device may be in communication with the cooling controller 350. Diagnostic algorithms can be used to generate a state index that reflects either the overall state of the component surface or the state of a specific location along the surface. Local defects such as Oxidation and spalling may appear as deviations around the location on the component surface. The state index can thus be used as an indicator of the state of the component or a portion thereof. The infrared camera 370 may include a trigger 410 for use with rotating hot gas path components. Similar types of pyrometer systems and other types of optical systems may also be used herein in a similar manner. Other components and other configurations may also be used herein.

[0046] Fig. 5 zeigt ein Flussdiagramm, das ein Verfahren 500 zum Betreiben einer Gasturbine 10 veranschaulicht. FIG. 5 shows a flowchart illustrating a method 500 for operating a gas turbine 10.

[0047] Im Schritt 510 ermittelt das Verfahren 500 einen Ist-Zustand, wie z.B. ein Soll-Ausgangssignal oder eine Ist-Heissgaspfadtemperatur an einer Turbinenstufe. In step 510, the method 500 determines an as-is state, such as a. a desired output signal or an actual hot gas path temperature at a turbine stage.

[0048] Im Schritt 520 ermittelt das Verfahren 500 einen Soll-Zustand, wie z.B. ein Soll-Ausgangssignal oder eine Ist-Heissgaspfadtemperatur bei der Turbinenstufe. In step 520, the method 500 determines a target condition, such as a target state. a desired output signal or an actual hot gas path temperature at the turbine stage.

[0049] Im Schritt 530 entnimmt das Verfahren 500 einen Luftstrom aus einer Verdichterstufe. In step 530, method 500 extracts airflow from a compressor stage.

[0050] Im Schritt 540 schätzt das Verfahren 500 eine dem Luftstrom hinzuzufügende Wasser- oder Dampfmenge ab, um eine Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe zu erreichen. In step 540, the method 500 estimates an amount of water or vapor to be added to the airflow to achieve a desired hot gas path temperature at the turbine stage.

[0051] Im Schritt 550 fügt das Verfahren 500 dem Luftstrom die Wasser- oder Dampfmenge hinzu, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen. In step 550, the method 500 adds the amount of water or steam to the air stream to produce a moist air stream.

[0052] Im Schritt 560 spritzt das Verfahren 500 den Feuchtluftstrom in eine Düse an der Turbinenstufe ein. In step 560, the method 500 injects the wet air stream into a nozzle at the turbine stage.

[0053] Die Ermittlung der Heissgaspfadtemperatur kann erreicht werden, indem die Heissgaspfadtemperatur mit dem optischen Messwandler gemessen wird, oder eine Brennerabgastemperatur gemessen wird. Die Ermittlung der Heissgaspfadtemperatur kann für mehrere Turbinenstufen durchgeführt werden. Eine ähnliche Ermittlung einer Soll-Heissgaspfadtemperatur kann für mehrere Turbinenstufen durchgeführt werden. Die Entnahme des Luftstroms kann durch Entnahme von Luftströmen aus mehreren Verdichterstufen erreicht werden. Die Abschätzung der hinzuzufügenden Wasser- oder Dampfmenge kann die Abschätzung der zu jedem von mehreren Luftströmen hinzuzufügenden Wasser- oder Dampfmenge beinhalten. Ebenso kann die Hinzufügung von Wasser oder Dampf zu dem Luftstrom die Hinzufügung von Wasser oder Dampf zu mehreren Luftströmen beinhalten. The determination of the hot gas path temperature can be achieved by measuring the hot gas path temperature with the optical transducer, or by measuring a burner exhaust gas temperature. The determination of the hot gas path temperature can be carried out for several turbine stages. Similar determination of a target hot gas path temperature may be performed for multiple turbine stages. The removal of the air flow can be achieved by removing air streams from multiple compressor stages. Estimation of the amount of water or steam to add may include estimating the amount of water or steam to add to each of a plurality of air streams. Likewise, the addition of water or steam to the air stream may involve the addition of water or steam to multiple air streams.

[0054] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann somit die Temperatur der Heissgaspfadkomponente 380 insbesondere unter Betriebsbedingungen, wie z.B. Spitzenlasten und Niedriglasten steuern, um eine erhöhte Kühlung nach Bedarf bereitzustellen. Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 ermöglicht eine selektive Unterkühlung der betroffenen Komponenten mit einem variablen Kühlungsstrom auf der Basis des hierin beschriebenen Temperaturausgleichsverfahrens, um die Gesamtbelastung angemessen zu steuern. Ferner kann die selektive Unterkühlung aller Stufen der Turbine 40 ein aktives Komponentenlebensdauer-Management bereitstellen, um somit die Gesamtleistung der Gasturbine 10 über derzeitige Grenzen hinaus für eine Zeitdauer in Verbindung mit einer zusätzlichen Bewilligung zur Spitzenüberhitzung auszudehnen. The wet air cooling system 100 may thus control the temperature of the hot gas path component 380 particularly under operating conditions, such as e.g. Control peak loads and low loads to provide increased cooling as needed. The wet air cooling system 100 allows for selective subcooling of the affected components with a variable cooling flow based on the temperature compensation method described herein to adequately control the overall load. Further, selective overcooling of all stages of the turbine 40 may provide active component life management so as to extend the overall performance of the gas turbine engine 10 beyond current limits for a period of time in conjunction with additional peak overheat approval.

[0055] Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 verbessert somit die Lebensdauer der Heissgaspfadkomponente 380, indem die während des Spitzenlastbetriebs, längeren Absenkungsbetriebzeiten und andere Arten von Betriebsparametern erzeugte höhere Wärme ausgeglichen wird. Ferner fügt das Feuchtluft-Kühlsystem 100 die Fähigkeit zu einem Betrieb über normale Spitzenlasten hinaus für beschränkte Zeit hinzu. Das Feuchtluft-Kühlsystem 100 kann somit die Wirtschaftlichkeit der Gesamtlebensdauer der Gasturbine verbessern, während es gleichzeitig eine funktionale Flexibilität in einem relativ preiswerten System bereitstellt. The wet air cooling system 100 thus improves the life of the hot gas path component 380 by compensating for the higher heat generated during peak load operation, longer downtime operating times, and other types of operating parameters. Further, the wet air cooling system 100 adds the ability to operate beyond normal peak loads for a limited time. The wet air cooling system 100 may thus improve the economy of the overall life of the gas turbine while providing functional flexibility in a relatively inexpensive system.

[0056] Fig. 6 ist ein Flussdiagramm einer Ausführungsform eines Verfahrens 600 zur Verbesserung einer Ausgangsleistung einer Gasturbine. FIG. 6 is a flowchart of one embodiment of a method 600 for improving an output of a gas turbine.

[0057] Im Schritt 610 ermittelt das Verfahren eine Ist-Ausgangsleistung. In step 610, the method determines an actual output power.

[0058] Im Schritt 615 ermittelt das Verfahren 600 eine Soll-Ausgangsleistung. In step 615, method 600 determines a desired output power.

[0059] Im Schritt 620 entnimmt das Verfahren einen Luftstrom aus einer Verdichterstufe. In step 620, the method extracts airflow from a compressor stage.

[0060] Im Schritt 625 schätzt das Verfahren 600 eine dem Luftstrom hinzuzufügende Fluidmenge ab, um die Soll-Ausgangsleistung zu erreichen. In step 625, the method 600 estimates an amount of fluid to be added to the airflow to achieve the desired output.

[0061] Im Schritt 630 fügt das Verfahren 600 ein Fluid in einer Menge im Wesentlichen gleich der abgeschätzten Fluidmenge dem Luftstrom zum Erzeugen eines Feuchtluftstroms hinzu. In step 630, the method 600 adds a fluid in an amount substantially equal to the estimated amount of fluid to the airflow to produce a moist airflow.

[0062] Im Schritt 635 spritzt das Verfahren 600 einen Feuchtluftstrom in eine Düse an einer Turbinenstufe ein. Dieses kann erreicht werden, indem ein Feuchtluftstrom in mehrere Düsen bei mehreren Turbinenstufen eingespritzt wird. In step 635, the method 600 injects a wet air stream into a nozzle at a turbine stage. This can be achieved by injecting a stream of moist air into several nozzles at several turbine stages.

[0063] Im Schritt 640 stellt das Verfahren 600 die Ist-Ausgangsleistung auf die Soll-Ausgangsleistung ein. In step 640, the method 600 sets the actual output power to the target output power.

[0064] Wo die Definition von Begriffen von der üblicherweise verwendeten Bedeutung des Begriffes abweicht, möchte der Anmelder die nachstehend vorgesehenen Definitionen verwenden, soweit es nicht speziell anderweitig angegeben wird. Where the definition of terms deviates from the commonly used meaning of the term, the applicant would like to use the definitions provided below, unless specifically stated otherwise.

[0065] Die hierin verwendete Terminologie dient nur dem Zweck der Beschreibung spezieller Ausführungsformen und soll nicht die Erfindung einschränken. Wo die Definition von Begriffen von der üblicherweise verwendeten Bedeutung des Begriffes abweicht, möchte der Anmelder die hierein vorgesehenen Definitionen verwenden, soweit es nicht speziell anderweitig angegeben wird. Die Singularformen «einer, eine, eines» und «der, die, das» sollen auch die Pluralformen beinhalten, soweit es der Kontext nicht deutlich anderweitig vorgibt. Es dürfte sich verstehen, dass, obwohl die Begriffe «erster, zweiter usw.» zur Beschreibung verschiedener Elemente verwendet werden können, diese Elemente nicht durch diese Begriffe eingeschränkt sein sollen. Diese Begriffe werden nur zur Unterscheidung eines Elements von einem anderen verwendet werden. Der Begriff «und/oder» beinhaltet jede und alle Kombinationen von einer oder mehreren von den zugeordneten gelisteten Elementen. Die Ausdrücke «angekoppelt» oder «gekoppelt mit» zieht eine direkte oder indirekte Kopplung in Betracht. The terminology used herein is for the purpose of describing specific embodiments only and is not intended to limit the invention. Where the definition of terms differs from the commonly used meaning of the term, the applicant wishes to use the definitions provided herein unless specifically stated otherwise. The singular forms "one, one, one" and "the, the, the" should also include the plural forms, unless the context dictates otherwise. It should be understood that although the terms "first, second, etc." may be used to describe various elements, these elements should not be limited by those terms. These terms will only be used to distinguish one element from another. The term "and / or" includes any and all combinations of one or more of the associated listed items. The terms "coupled" or "coupled with" take into account a direct or indirect coupling.

[0066] Diese Beschreibung nutzt Beispiele, um die Erfindung einschliesslich ihrer besten Ausführungsart offenzulegen und um auch jedem Fachmann zu ermöglichen, die Erfindung einschliesslich der Herstellung und Nutzung aller Elemente und Systeme und der Durchführung aller einbezogenen Verfahren in die Praxis umzusetzen. Der patentfähige Schutzumfang der Erfindung ist durch die Ansprüche definiert und kann weitere Beispiele umfassen, die für den Fachmann ersichtlich sind. Derartige weitere Beispiele sollen in dem Schutzumfang der Erfindung enthalten sein, sofern sie strukturelle Elemente besitzen, die sich nicht von dem Wortlaut der Ansprüche unterscheiden, oder wenn sie äquivalente strukturelle Elemente mit unwesentlichen Änderungen gegenüber dem Wortlaut der Ansprüche enthalten. This description uses examples to disclose the invention, including its best mode, and also to enable any person skilled in the art to practice the invention, including the making and use of all elements and systems, and the practice of all methods involved. The patentable scope of the invention is defined by the claims, and may include other examples that will be apparent to those skilled in the art. Such other examples are intended to be within the scope of the invention if they have structural elements that do not differ from the literal language of the claims, or if they include equivalent structural elements with insubstantial differences from the literal languages of the claims.

[0067] Ein System zur Verbesserung einer Gasturbinenausgangsleistung und zur Verlängerung der Lebensdauer von Heissgaspfad-komponenten enthält ein Subsystem zur Abschätzung einer dem Luftstrom hinzuzufügenden Wasser- oder Dampfmenge, um die Soll-Heissgaspfadtemperatur zu erreichen. Das System enthält eine Wasser- oder Dampfeinspritzkomponente, die zum Einspritzen der Wasser- oder Dampfmenge in den Luftstrom zum Erzeugen eines Feuchtluftstroms angepasst ist, um einen Feuchtluftstrom zu erzeugen, und ein Einspritzungssubsystem, das zum Einspritzen des Feuchtluft Stroms in eine Düse an der Turbinenstufe angepasst ist, ist ebenfalls enthalten. Das System enthält einen an einer Turbinenstufe angeordneten Temperatursensor und ein Subsystem zum Ermitteln einer Soll-Heissgaspfadtemperatur an der Turbinenstufe. Eine Entnahmeleitung ist mit einer Verdichterstufe verbunden und zur Entnahme eines Luftstroms angepasst. A system for improving gas turbine output and extending the service life of hot gas path components includes a subsystem for estimating a quantity of water or steam to add to the air flow to achieve the desired hot gas path temperature. The system includes a water or vapor injection component adapted to inject the amount of water or vapor into the air stream to produce a wet air stream to produce a wet air stream, and an injection subsystem adapted to inject the wet air stream into a nozzle on the turbine stage is is also included. The system includes a temperature sensor disposed at a turbine stage and a subsystem for determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage. An extraction line is connected to a compressor stage and adapted to remove an air flow.

BezugszeichenlisteLIST OF REFERENCE NUMBERS

[0068] <tb>10<SEP>Gasturbine (13) <tb>15<SEP>Verdichter (10) <tb>20<SEP>Luft (4) <tb>25<SEP>Brenner (3) <tb>25<SEP>ein Brenner <tb>30<SEP>Brennstoff <tb>35<SEP>Verbrennungsgase (3) <tb>40<SEP>Turbine (11) <tb>45<SEP>Welle <tb>50<SEP>externe Last <tb>55<SEP>Verdichterstufen <tb>60<SEP>Turbinenstufen <tb>65<SEP>Luftentnahmen (30) <tb>70<SEP>erstes Entnahmerohr (7) <tb>72<SEP>erste Verdichterstufe (2) <tb>74<SEP>erste Turbinenstufe (4) <tb>76<SEP>erstes Entnahmesteuerungsventil <tb>80<SEP>zweites Entnahmerohr (6) <tb>82<SEP>zweite Verdichterstufe <tb>84<SEP>zweite Turbinenstufe (3) <tb>86<SEP>zweites Entnahmesteuerungsventil <tb>89<SEP>zweite Turbinenstufe <tb>90<SEP>Verdichterauslassentnahmerohr <tb>92<SEP>Verdichterauslass <tb>94<SEP>Einlassabzweigwärmesammler (2) <tb>96<SEP>Einlasszapfwärmesammlerventil <tb>100<SEP>Feuchtluft-Kühlsystem (18) <tb>110<SEP>Temperatursensor (4) <tb>120<SEP>Temperatursensor (4) <tb>130<SEP>erste Wasser/Dampf-Einspritzkammer (6) <tb>140<SEP>zweite Wasser/Dampf-Einspritzkammer (5) <tb>150<SEP>erstes Steuerungsventil (3) <tb>160<SEP>zweites Steuerungsventil (3) <tb>170<SEP>erster stromabwärtsseitiger Sensor (2) <tb>180<SEP>zweiter stromabwärtsseitiger Sensor (2) <tb>350<SEP>Kühlungssteuerung (13) <tb>360<SEP>Temperatursensor (2) <tb>370<SEP>Infrarotkamera (5) <tb>380<SEP>Heissgaspfadkomponente (5) <tb>390<SEP>Laufschaufel <tb>400<SEP>Düse <tb>410<SEP>Auslöser <tb>420<SEP>Abgastemperaturwerte <tb>430<SEP>Kühlungseinspritzströmungswerte <tb>440<SEP>erstes Verarbeitungsmodul (3) <tb>450<SEP>zweites Verarbeitungsmodul (2) <tb>460<SEP>drittes Verarbeitungsmodul <tb>470<SEP>Modul <tb>500<SEP>Verfahren (7) <tb>510<SEP>Schritt <tb>520<SEP>Schritt <tb>530<SEP>Schritt <tb>540<SEP>Schritt <tb>550<SEP>Schritt <tb>560<SEP>Schritt[0068] <tb> 10 <SEP> Gas Turbine (13) <tb> 15 <SEP> Compressors (10) <tb> 20 <SEP> air (4) <tb> 25 <SEP> Burner (3) <tb> 25 <SEP> a burner <Tb> 30 <September> Fuel <tb> 35 <SEP> Combustion gases (3) <tb> 40 <SEP> Turbine (11) <Tb> 45 <September> wave <tb> 50 <SEP> external load <Tb> 55 <September> compressor stages <Tb> 60 <September> turbine stages <tb> 65 <SEP> Air withdrawals (30) <tb> 70 <SEP> first sampling tube (7) <tb> 72 <SEP> first compressor stage (2) <tb> 74 <SEP> first turbine stage (4) <tb> 76 <SEP> first extraction control valve <tb> 80 <SEP> second sampling tube (6) <tb> 82 <SEP> second compressor stage <tb> 84 <SEP> second turbine stage (3) <tb> 86 <SEP> second extraction control valve <tb> 89 <SEP> second turbine stage <Tb> 90 <September> Verdichterauslassentnahmerohr <Tb> 92 <September> compressor outlet <tb> 94 <SEP> Inlet Branch Heat Collector (2) <Tb> 96 <September> inlet bleed heat collector valve <tb> 100 <SEP> Wet Air Cooling System (18) <tb> 110 <SEP> Temperature sensor (4) <tb> 120 <SEP> Temperature sensor (4) <tb> 130 <SEP> First Water / Steam Injection Chamber (6) <tb> 140 <SEP> second water / steam injection chamber (5) <tb> 150 <SEP> first control valve (3) <tb> 160 <SEP> second control valve (3) <tb> 170 <SEP> first downstream sensor (2) <tb> 180 <SEP> second downstream sensor (2) <tb> 350 <SEP> Cooling Control (13) <tb> 360 <SEP> Temperature sensor (2) <tb> 370 <SEP> Infrared Camera (5) <tb> 380 <SEP> Hot gas path component (5) <Tb> 390 <September> blade <Tb> 400 <September> nozzle <Tb> 410 <September> Shutter <Tb> 420 <September> exhaust temperature values <Tb> 430 <September> cooling injection flow values <tb> 440 <SEP> first processing module (3) <tb> 450 <SEP> second processing module (2) <tb> 460 <SEP> third processing module <Tb> 470 <September> Module <tb> 500 <SEP> Method (7) <Tb> 510 <September> Step <Tb> 520 <September> Step <Tb> 530 <September> Step <Tb> 540 <September> Step <Tb> 550 <September> Step <Tb> 560 <September> Step

Claims

A method of operating a gas turbine comprising the steps of: Determining a desired state at a turbine stage; Determining an actual hot gas path temperature; Determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage; Removal of an air flow from a compressor stage; Estimating an estimated amount of fluid to be added to the airflow to achieve a desired hot gas path temperature at the turbine stage; Adding a fluid in an amount substantially equal to the estimated amount of fluid to the airflow to produce a moist airflow; and Injecting the moist air flow into a nozzle at the turbine stage.

2. The method of claim 1, wherein the fluid is water or steam.

3. The method for operating a gas turbine according to claim 1, wherein the determination of an actual hot gas path temperature comprises the step of measuring the actual hot gas path temperature with an optical transducer and / or wherein the determination of an actual hot gas path temperature comprises the step of measuring a burner exhaust gas temperature and / or wherein the determination of an actual hot gas path temperature comprises the step of determining an actual hot gas path temperature at a first turbine stage and determining an actual hot gas path temperature at a second turbine stage.

4. The method of operating a gas turbine of claim 3 wherein determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage comprises the steps of: Determining a desired hot gas path temperature at a first turbine stage; and Determining a desired hot gas path temperature at a second turbine stage.

5. A method of operating a gas turbine according to claim 4, wherein the removal of an air stream comprises the steps of: Removing a first air flow from a first compressor stage; and Removal of a second air flow from a second compressor stage.

6. A method of operating a gas turbine according to claim 5, wherein the estimation of a quantity of fluid to be added to the air flow comprises the steps of: Estimating a first amount of fluid to be added to the first airflow; and Estimating a second amount of fluid to be added to the second airflow.

7. System comprising: a temperature sensor disposed on a turbine stage; a subsystem for determining a desired hot gas path temperature at the turbine stage; an extraction line connected to a compressor stage adapted to extract an airflow; a subsystem for estimating an amount of water or steam to be added to the airflow to reach the target hot gas path temperature; a water or vapor injection component adapted to inject the amount of water or vapor into the air stream to produce a moist air stream; and an injection subsystem adapted to inject the wet air stream into a nozzle at the turbine stage.

8. The system of claim 7, further comprising: a second temperature sensor disposed at a second turbine stage; a second extraction line connected to a second compressor stage and adapted to extract a second airflow; and a second subsystem for determining a desired hot gas path temperature at a second turbine stage; a second subsystem for estimating a second amount of water or vapor to be added to the airflow to reach the desired hot gas path temperature and the second turbine stage; and a second fuel injection component adapted to inject a second quantity of water or vapor into the second airflow to produce a second wet airflow; and a second injection subsystem adapted to inject the second wet air stream into a nozzle at the second turbine stage.

9. Gas turbine, comprising: a compressor; a turbine; a conduit connected to a stage of the compressor and adapted to remove an airflow; a temperature sensor adapted to measure a hot gas path temperature at a turbine stage; a water or steam injection chamber connected to the conduit and adapted to inject a predetermined amount of water or vapor into the airflow to produce a moist airflow; and an injector connected to the conduit and adapted for injecting the moist air flow into the turbine stage.

10. A method of improving an output of a gas turbine having a compressor and a turbine, the method comprising the steps of: Determining an actual output power; Determining a desired output power; Removing an airflow from a compressor stage; Estimating an estimated amount of fluid to be added to the airflow to achieve the desired output power; Adding fluid in an amount substantially equal to the estimated amount of fluid to the airflow to produce a moist airflow; Injecting the moist air flow into a nozzle at a turbine stage; and Setting the actual output power to the target output power.