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GEBIET DER ERFINDUNG
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Ausführungsbeispiele
der Erfindung betreffen allgemein Turbinen und speziell das Bereitstellen eines
anpassbaren Pumpschutzes für
Turbinenkomponenten.
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HINTERGRUND ZU DER ERFINDUNG
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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.
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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.
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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.
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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.
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KURZBESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
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Einige
oder sämtliche
der oben erwähnten Mängel und/oder
Probleme können
durch spezielle Ausführungsbeispiele
der Erfindung behandelt werden. Ausführungsbeispiele der Erfindung
können Systeme,
Verfahren und Computerprogrammprodukte zum Bereitstellen von Pumpschutz
für eine
Turbinenkomponente beinhalten. Gemäß einem Ausführungsbeispiel
der Erfindung ist ein Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz
für eine
Turbinenkomponente offenbart. Für
die Turbinenkomponente kann eine Pumpschutzgrenze bestimmt werden.
Ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente
zugeordnet sind, können
aufgenommen und an ein Zyklusmodell ausgegeben werden, das ausgeführt wird,
um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen.
Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann
wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren
aufgenommenen Messwerte angepasst werden. Die Pumpschutzgrenze kann auf der
Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands der
Turbinenkomponente angepasst werden.
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Gemäß einem
weiteren Ausführungsbeispiel der
Erfindung ist ein System zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente
geschaffen. Das System kann einen oder mehrere Sensoren und einen
oder mehrere Prozessoren umfassen. Der eine oder die mehreren Sensoren
können
dazu eingerichtet sein, Parameter zu messen, die dem Betrieb der
Turbinenkomponente zugeordnet sind. Der eine oder die mehreren Prozessoren
können
dazu eingerichtet sein, eine Pumpschutzgrenze für die Turbinenkomponente zu
bestimmen. Der eine oder die mehreren Prozessoren können außerdem dazu eingerichtet
sein, von dem einen oder den mehreren Sensoren Messdaten aufzunehmen
und die aufgenommenen Messdaten an ein Zyklusmodell auszugeben,
das durch den einen oder die mehreren Prozessoren ausgeführt wird,
um einen Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen.
Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann
wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten
angepasst werden. Der eine oder die mehreren Prozessoren können darüber hinaus
dazu eingerichtet sein, die Pumpschutzgrenze auf der Grundlage des
angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente
anzupassen.
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Gemäß noch einem
weiteren Ausführungsbeispiel
der Erfindung ist ein Computerprogrammprodukt offenbart, das ein
in einem Computer verwendbares Medium beinhaltet, das einen von
einem Computer auslesbaren Programmcode enthält. Der von einem Computer
auslesbare Programmcode, kann dazu eingerichtet sein, ausgeführt zu werden,
um die Ausführung
eines Zyklusmodells durchzuführen,
das dazu eingerichtet ist, einen Betriebszustand einer Turbinenkomponente
vorherzuberechnen. Das Computerprogrammprodukt kann ferner dazu
eingerichtet sein, einen oder mehrere Messwerte aufzunehmen, die
dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet sind, und es kann
den einen oder die mehreren aufgenommenen Messwerte an das Zyklusmodell ausgeben.
Der vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente kann
wenigstens zum Teil auf der Grundlage des einen oder der mehreren
aufgenommenen Messwerte angepasst werden. Die Pumpschutzgrenze kann
anschließend
auf der Grundlage des angepassten vorherberechneten Betriebszustands
der Turbinenkomponente angepasst werden.
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Zusätzliche
Systeme, Verfahren, Einrichtungen, Ausstattungsmerkmale und Aspekte
sind durch die Techniken vielfältiger
Ausführungsbeispiele
der Erfindung verwirklicht. Weitere Ausführungsbeispiele und Aspekte
der Erfindung sind im Vorliegenden im Einzelnen erläutert und
werden als ein Teil der vorliegenden Erfindung erachtet. Weitere
Ausführungsbeispiele
und Aspekte werden anhand der Beschreibung und der Zeichnungen verständlich.
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KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN:
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Nachdem
die Erfindung im Vorausgehenden allgemein beschrieben wurde, wird
nun auf die beigefügten,
nicht unbedingt maßstäblich gezeichneten Zeichnungen
Bezug genommen:
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1 zeigt
eine teilweise geschnittene Ansicht einer exemplarischen Gasturbine,
die in Verbindung mit vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung genutzt werden kann.
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2 zeigt
eine exemplarische Pumpabbildung für einen Verdichter, der einer
Turbine zugeordnet ist, die in Verbindung mit vielfältigen Ausführungsbeispielen
der Erfindung genutzt werden kann.
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3 zeigt
eine schematische Ansicht eines exemplarischen Systems, das genutzt
werden kann, um Pumpschutz für
eine Turbinenkomponente bereitzustellen, gemäß unterschiedlichen Ausführungsbeispielen
der Erfindung.
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4 zeigt
ein Blockdiagramm exemplarischer Softwaremodule, die durch ein System
genutzt werden können,
das Pumpschutz für
eine Turbinenkomponente bereitstellt, gemäß unterschiedlichen Ausführungsbeispielen
der Erfindung.
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5 veranschaulicht
in einem Flussdiagramm ein exemplarisches Verfahren zum Bereitstellen
von Pumpschutz für
eine Turbinenkomponente, gemäß einem
zur Veranschaulichung dargestellten Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
DER ERFINDUNG
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Der
Veranschaulichung dienende Ausführungsbeispiele
der Erfindung werden nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen
eingehender beschrieben, in denen einige, jedoch nicht sämtliche Ausführungsbeispiele
der Erfindung gezeigt sind. In der Tat kann die Erfindung in vielfältigen Ausprägungen verwirklicht
werden und sollte nicht als auf die hier dargelegten Ausführungsbeispiele
beschränkt bewertet
werden; vielmehr sind diese Ausführungsbeispiele
mit Blick auf die Erfüllung
geltender gesetzlicher Bestimmungen hinsichtlich der Offenbarung dargelegt. Übereinstimmende
Bezugsziffern bezeichnen durchgängig
gleichartige Elemente.
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Offenbart
sind Systeme, Verfahren und Computerprogrammprodukte zum Bereitstellen
von Pumpschutz für
eine Turbinenkomponente, beispielsweise für einen Verdichter einer Gasturbine. Vielfältige Ausführungsbeispiele
der Erfindung können
einen oder mehrere Sensoren enthalten, die dazu eingerichtet sind,
Daten zu messen, die dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnet
sind. Ausführungsbeispiele
der Erfindung können
außerdem
einen oder mehrere Prozessoren enthalten, die dazu eingerichtet
sind, eine anfängliche
Pumpschutzgrenze für
die Turbinenkomponente zu bestimmen. Die Prozessoren können ferner
dazu eingerichtet sein, ein oder mehrere Zyklusmodelle auszuführen, um
einen erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens
zum Teil auf der Grundlage der von Sensoren her aufgenommenen Messwertdaten
im Wesentlichen in Echtzeit vorherzuberechnen. Die Zyklusmodelle
können
genutzt werden, um den vorherberechneten erwarteten Betriebszustand der
Turbinenkomponente wenigstens zum Teil auf der Grundlage der aufgenommenen
Messdaten und/oder des vorherberechneten erwarteten Betriebszustands
anzupassen. Die anfängliche
Pumpschutzgrenze kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des
angepassten vorherberechneten Betriebszustands der Turbinenkomponente
angepasst werden. In dieser Hinsicht kann die Turbinenkomponente
unterhalb einer geeigneten Pumpkennlinie betrieben werden, während der
Wirkungsgrad der Turbine gesteigert und/oder maximiert wird. Für mehrere Turbineneinheiten
können
ein oder mehrere Zyklusmodelle dazu eingerichtet sein, den vorherberechneten
Betriebszustand und die Pumpschutzgrenze jeder Einheit auf der Grundlage
der Betriebszustände jeder
Turbineneinheit im Wesentlichen in Echtzeit hervorzubringen und
anzupassen. In dieser Hinsicht lässt
sich ein übermäßiger Schutz
und/oder eine übermäßige Kompensation
für Einheiten
vermeiden, die momentan nicht in der Nähe ungünstigster Betriebszustände betrieben
werden, während
gleichzeitig den in der Nähe
ungünstigster
Bedingungen arbeitenden Einheiten Pumpschutz bereitgestellt wird,
wobei auf diese Weise der Wirkungsgrad des Gesamtsystem gesteigert
wird.
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Vielfältige Ausführungsbeispiele
der Erfindung können
einen oder mehrere Spezialrechner, Systeme und/oder spezielle Maschinen
zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten umfassen.
Ein Spezialrechner oder eine spezielle Maschine kann dem Bedarf
entsprechend eine große Vielfalt
unterschiedlicher Softwaremodule in vielfältigen Ausführungsbeispielen enthalten,
beispielsweise ein Pumpschutzmodul und ein oder mehrere Zyklusmodelle.
Diese vielfältigen
Softwarekomponenten können
genutzt werden, um eine verhältnismäßig genaue
und stabile Darstellung des Verhaltens einer Turbinenkomponente
zu erzeugen. Ein Beispiel eines Zyklusmodells, das genutzt werden
kann, ist ein Onboard-Zyklusmodell, das die Bestimmung eines Betriebszustands
einer Turbinenkomponente im Wesentlichen in Echtzeit durchführt. Ein
Pumpschutzsoftwaremodul kann dazu eingerichtet sein, wenigstens
zum Teil auf der Grundlage des ermittelten Betriebszustands eine
anfänglich
bestimmte Pumpschutzgrenzkennlinie anzupassen, um den Wirkungsgrad
des Triebwerks zu steigern. Die Verwendung von Onboard-Zyklusmodellen
kann die Bestimmung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente
im Wesentlichen in Echtzeit und unter sämtlichen Betriebszuständen ermöglichen.
Diese im Wesentlichen in Echtzeit durchgeführte Simulation und Bestimmung
des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente kann sogar
unter extremen Betriebszuständen
Stabilität
und optimale Leistung sicherstellen.
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Ausführungsbeispiele
der im Vorliegenden beschriebenen Erfindung können den technischen Effekt
beinhalten, dynamischen oder variablen Pumpschutz in Turbinenkomponenten
bereitzustellen. Eine Pumpschutzgrenzkennlinie für eine Turbinenkomponente kann
während
des Betriebs der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit angepasst werden. Im
Ergebnis lässt
sich der Wirkungsgrad der Turbine steigern.
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1 zeigt
eine exemplarische Gasturbine 100, die in Verbindung mit
vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung genutzt werden kann. Die Gasturbine 100 kann
als eine eigenständige
Turbine genutzt werden, oder sie kann eine Komponente einer Konfiguration
eines kombinierten Zyklus bilden, zu dem beispielsweise auch Dampfturbinen
und Generatoren zur Erzeugung elektrischen Stroms gehören. Vielfältige Ausführungsbeispiele
der Erfindung können
in Verbindung mit einer großen
Vielfalt unterschiedlicher Turbinen oder sonstiger Maschinen, beispielsweise
Dampfturbinen, Gasturbinen, usw., und in unterschiedlichen Komponenten
einer Turbine, z. B. in einem Verdichter oder in sonstigen Turbinenkomponenten,
genutzt werden. Ausführungsbeispiele
der Erfindung sind lediglich als nicht beschränkende Beispiele anhand eines
Verdichterabschnitts einer Gasturbine beschrieben.
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Die
exemplarische Gasturbine 100 kann in Verbindung mit einem
Generator genutzt werden, um ein einfaches Zyklussystem zu bilden.
Darüber
hinaus oder alternativ kann die exemplarische Gasturbine 100 im
Falle von Stromerzeugungsanwendungen in einem kombinierten Zyklussystem
mit einer Dampfturbine verbunden sein. Sowohl im Falle des kombinierten
als auch des einfachen Zyklussystems ist es für den Betrieb der Gasturbine 100 wünschenswert,
den höchsten
Wirkungsgrad zu ermöglichen, um
die größte Leistungsabgabe
mit verhältnismäßig geringen
Kosten zu erzielen. Da der Wirkungsgrad der Gasturbine 100 direkt
proportional zu der Brennkammerverbrennungstemperatur ist, steigt
mit der Erhöhung
der Brennkammerverbrennungstemperatur auch der Wirkungsgrad.
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Darüber hinaus
ist der Brennkammerverbrennungstemperatur ein Verdichterdruckverhältnis zugeordnet,
das mit einer Steigerung der Brennkammerverbrennungstemperatur wächst. Während die Verbrennungstemperatur
gesteigert wird, um den Wirkungsgrad der Gasturbine 100 zu
erhöhen,
kann sich somit auch das Verdichterdruckverhältnis erhöhen. Der Verdichter 102 der
Gasturbine 100 kann arbeiten, um ein gewünschtes
Verdichterdruckverhältnis
für den
wirkungsvollen Betrieb der Gasturbine 100 aufrecht zu erhalten.
Allerdings kann ein Betrieb mit hohem Verdichterdruckverhältnis in
dem Verdichter 102 aerodynamische Instabilitäten, beispielsweise
einen Strömungsabriss
und/oder Pumpen, zur Folge haben, was sich nachteilig auf die Komponenten
und/oder den Betriebswirkungsgrad der Gasturbine 100 auswirkt.
Der Betriebszustand oder -bereich des Verdichters 102 kann
allerdings geregelt/gesteuert werden, indem gewisse kritische Turbinensteuerungsparameter,
beispielsweise der Winkel der Einlassführungsschaufeln 104,
der Brennstoffzustrom in der Brennkammer, usw. gesteuert werden.
In speziellen Ausführungsbeispielen
können
die Turbinensteuerungsparameter von unterschiedlichen Betriebsparametern,
wie den Einlass- und Auslasstemperaturen und -drücken des Kompressors, der Temperatur
und dem Druck des Abgases, und dergleichen abhängen. Diese Betriebsparameter
können
genutzt werden, um die optimale Steuerung der Turbinensteuerungsparameter
zu erleichtern, um die optimale Leistung zu erzielen. Somit kann
der Betrieb des Verdichters 102 durch die geeignete Steuerung
gewisser Betriebsparameter auf einen Betriebsbereich beschränkt werden,
in dem ein Strömungsabriss
und/oder Pumpen der Gasturbine 100 verhindert ist. In den
folgenden Absätzen
wird anhand von 2 die Beziehung von stabilen
und instabilen Zuständen/Bereichen
des Betriebs einer Turbine mit einem oder mehreren Turbinenbetriebsparametern
veranschaulicht, während 3 Ausführungsbeispiele
eines Verfahrens, Systems oder einer Einrichtung verdeutlicht, die
die Bestimmung dieser Turbinenbetriebsparameter im Wesentlichen
in Echtzeit er möglichen. 2 veranschaulicht
eine exemplarische Pumpabbildung 200 für einen exemplarischen Turbinenverdichter.
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2 zeigt
exemplarische Betriebsbereiche für
einen Verdichter, beispielsweise des in 1 gezeigten
Verdichters 102. Die Pumpabbildung 200 zeigt ein
Verdichterdruckverhältnis,
das graphisch in Abhängigkeit
einer korrigierten Luftströmungsgeschwindigkeit
abgetragen ist. Das Druckverhältnis
ist das Verhältnis
des Auslassdrucks zum Einlassdruck des Verdichters. Darüber hinaus
ist die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit
(Pfund (lbs) pro Sekunde) das Gewicht der pro Zeiteinheit aus dem
Verdichter ausgestoßenen
Luft. Sowohl das Druckverhältnis
als auch und die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit kann durch
Messen vielfältiger
Verdichterströmungsparameter
gewonnen werden. Beispielsweise kann der Einlassdruck durch Messen des
Drucks an dem Einlass des Verdichters über ein Druckrohr gewonnen
werden, während
der Auslassdruck in ähnlicher
Weise über
ein an dem Auslass des Verdichters angeordnetes Druckrohr gemessen werden
kann. Diese Druckmesswerte können
mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale umgewandelt
werden und können
weiter verarbeitet werden, um das Druckverhältnis bereitzustellen. Weiter
ist die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit zu
einer Druckdifferenz proportional, die entweder an dem Einlass oder
an dem Auslass des Verdichters gemessen wird. Die Druckdifferenzmesswerte
können
also mittels eines oder mehrerer Sensoren in elektrische Signale
umgewandelt werden, um die korrigierte Luftströmungsgeschwindigkeit bereitzustellen.
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Unter
Bezugnahme auf 2 veranschaulicht die Pumpabbildung 200 eine
Pumpkennlinie 202, die die Grenze wiedergibt, innerhalb
der der Verdichter 102 einer exemplarischen Gasturbine,
beispielsweise der in 1 gezeigten Turbine 100, ohne
das Auftreten von Pumpen und/oder Strömungsabriss sicher arbeiten
kann. Der Wirkungsgrad einer Turbine kann am höchsten sein, wenn sie möglichst
nahe der Pumpkennlinie 202 arbeitet, ohne diese zu überschreiten.
Folglich kann eine Betriebsgrenzkennlinie 204 definiert
und bei einem vorbestimmten Grenzwert oder -bereich eingestellt
werden, der von der Strömungsabriss/Pumpkennlinie 202 beabstandet
ist, um einen sicheren Betrieb der Turbine zu gewährleisten.
Dieser vorgegebene Grenzwert oder -bereich kann auch als die Pumpgrenze
oder der Pumpgrenzbereich bezeichnet werden. Darüber hinaus ist in 2 auch
eine Betriebskennlinie 206 gezeigt, die eine Linie ist,
entlang der eine Turbine, beispielsweise die Gasturbine 100,
normalerweise arbeitet. Während
die Betriebsgrenzkennlinie 204 die maximale aerodynamische
Belastung repräsentiert,
bei deren Überschreitung
der Betrieb des Verdichters nicht sicher ist, repräsentiert
die Betriebskennlinie 206 das aerodynamisch-thermodynamische
Gleichgewicht zwischen den Betriebszuständen der vielfältigen Gasturbinenkomponenten.
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Die
in der Pumpabbildung 200 gezeigte Pumpkennlinie 202 kann
empirisch bestimmt werden, indem das Verdichterdruckverhältnis erfasst wird,
bei dem der Verdichter für
ausgewählte
Werte der korrigierten Verdichterdrehzahl in einen Pumpzustand eintritt.
Die Drehzahl des exemplarischen Verdichters 102 und die
Position der Einlassführungsschaufeln
(IGV = In let Guide Vanes) 104 kann die Stelle der Betriebsposition
in der Pumpabbildung 200 beeinflussen. Beispielsweise steigt
das Druckverhältnis
bei einer konstanten Verdichterdrehzahl mit einer Verringerung der
Luftströmungsgeschwindigkeit
an, bis der Verdichter, wie in 2 gezeigt,
einen Pumpzustand erreicht. Somit können Betriebsparameter, die
den Betrieb der vielfältigen
Komponenten der exemplarischen Gasturbine 100 steuern,
mindestens zum Teil die Position/Stelle der Betriebskennlinie 206 relativ
zu der Betriebsgrenzkennlinie 204 bestimmen.
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Allerdings
können
sich der Luftstrom in den vielfältigen
Turbinenkomponenten und/oder die Betriebszustände in Echtzeit ändern, was
zu einer Änderung
des Ortes der Betriebskennlinie 206 führt. Die Änderung des Betriebszustands
kann wiederum eine Änderung
der Betriebsparameter hervorrufen. Darüber hinaus kann die Pumpkennlinie 202 selbst
durch Betriebsparameter wie Temperatur, Spitzentoleranz, Blattverschleiß, Verdichterdrehzahl
usw. beeinflusst sein. Die Pumpkennlinie für die Turbine kann sich folglich
in Echtzeit ändern.
Dementsprechend besteht ein Bedarf nach einem Steuerungssystem,
das eine Änderung
der Betriebskennlinie 206 in Echtzeit vorherberechnet und
die Pumpkennlinie 202 in Echtzeit entsprechend anpasst,
so dass der Betrieb der Turbine in der Nähe der Pumpkennlinie 202 aufrecht erhalten
werden kann, um dadurch einen relativ höheren Wirkungsgrad zu erzielen.
In vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung kann die Betriebsgrenzkennlinie 204, und
damit die Betriebskennlinie 206 wenigstens zum Teil auf
der Grundlage der in Echtzeit stattfindenden Änderung der Betriebsparameter,
die den Ort der Be triebsgrenzkennlinie 204 beeinflussen,
der Pumpkennlinie 202 im Wesentlichen in Echtzeit angenähert werden.
Nachdem die Betriebsgrenzkennlinie 204 der Pumpkennlinie 202 angenähert ist,
lassen sich die dem Betrieb der Gasturbine 100 zugeordneten
unterschiedlichen Betriebsparameter geeignet regeln/steuern, so
dass sich die Betriebskennlinie 206 der Betriebsgrenzkennlinie 204 nähert, womit
ein im Verhältnis
höherer
Betriebswirkungsgrad und eine gesteigerte Leistungsabgabe erzielt
wird.
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3 zeigt
eine schematische Ansicht eines exemplarischen Systems 300,
das zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente genutzt
werden kann, gemäß unterschiedlichen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung. 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 kann eine Verdichterkomponente beinhalten,
die sich in serieller Strömungsverbindung
mit einer Brennkammerkomponente befindet, die zu einer Turbine und
anschließend
zu einem Auslass führt.
Die Turbine kann dazu eingerichtet sein, einen Generator anzutreiben,
der mit einer Last verbunden ist. Darüber hinaus können ein
oder mehrere Sensoren 304 mit einer oder mehreren Komponenten
der Gasturbine 302 verbunden sein, um eine oder mehrere
der Turbine zugeordnete Betriebsparameter, beispielsweise Einlass-
und Auslasstemperaturen und Druckwerte, Temperatur und Druck der
Abgase, Verdichterdrehzahl, Einlassleitschaufelwinkel, usw., zu
erfassen und/oder zu messen. Die durch die Sensoren erzeugten Messwerte können als
Messdaten bezeichnet sein. Beispiele geeigneter Sensoren oder Sensorvorrichtungen
umfassen, ohne darauf beschränkt
zu sein, Spannungssensoren, Drucksensoren, Temperatursensoren, Geschwindigkeitssensoren,
Positionssensoren, usw.
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Eine
Steuereinrichtung 306 kann von dem einen oder den mehreren
Sensoren 304 Messdaten aufnehmen. Darüber hinaus kann die Steuereinrichtung 306 in
speziellen Ausführungsbeispielen
Messdaten und/oder sonstige Daten von einer oder mehreren externen
Datenquellen 308 über
eine beliebige Anzahl geeigneter Netzwerke 310, beispielsweise ein
lokales Netz (LAN), ein Großraumnetzwerk (WAN),
das Internet oder ein beliebiges sonstige Netzwerk aufnehmen, das
in der Lage ist, Daten zu übertragen.
In speziellen Ausführungsbeispielen
der Erfindung kann eine externe Datenquelle 308 eine Quelle
gespeicherter Daten sein, die dem Betrieb der Turbine 102 und/oder
einer oder mehrerer Komponenten der Turbine 102 zugeordnet
sind. In speziellen Ausführungsbeispielen
kann die Steuereinrichtung 306 von den Sensoren her aufgenommene Echtzeitdaten 304 und
von den externen Datenquellen 308 stammende gespeicherte
Daten gleichzeitig verarbeiten, um eine genauere Prognose des Betriebszustands
der Turbinenkomponente zu liefern. In weiteren Ausführungsbeispielen
kann die externe Datenquelle 308 Echtzeitdaten enthalten
und kann entweder unabhängig
oder in Zusammenwirken mit dem einen oder den mehreren Sensoren 304 mit
der Steuereinrichtung 306 verbunden sein, um der Steuereinrichtung
Messdaten zu liefern. Darüber
hinaus kann die Steuereinrichtung 306 in vielfältigen Ausführungsbeispielen
der Erfindung wenigstens teilweise durch ein oder mehrere externe
Steuerungssysteme 312 geregelt/gesteuert werden, die über ein
oder mehrere geeignete Netzwerke, beispielsweise das Netzwerk 310,
mit der Steuereinrichtung 306 Daten austauschen.
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Die
Steuereinrichtung 306 kann eine von einem Prozessor gesteuerte
Einrichtung sein, die die dynamische Bestimmung einer Pumpschutzgrenze für eine Turbinenkomponente
durchführt.
Beispielsweise kann die Steuereinrichtung 306 eine beliebige Anzahl
von Spezialrechnern oder sonstigen speziellen Maschinen, anwendungsspezifische
Schaltkreise, programmierbare Logiksteuerungen (PLCs), Mikrocontroller,
PCs, Minicomputer und dergleichen umfassen. In speziellen Ausführungsbeispielen
kann der Betrieb der Steuereinrichtung 306 durch von einem
Computer ausgeführte
oder computergestützte Anweisungen
geregelt/gesteuert werden, die durch einen oder mehrere Prozessoren
ausgeführt
werden, die der Steuereinrichtung 306 zugeordnet sind.
Die Anweisungen können
in vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung dem Bedarf entsprechend in einer oder mehreren Softwarekomponenten
implementiert sein. Die Ausführung
der Anweisungen kann einen Spezialrechner oder eine sonstige spezielle
Maschine bilden, die dazu eingerichtet ist, eine Pumpschutzgrenze
für eine
Turbinenkomponente zu bestimmen.
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Die
Steuereinrichtung 306 kann eine oder mehrere Eingabe/Ausgabe-(”I/O”)-Schnittstellen 314,
eine oder mehrere Netzwerkschnittstellen 316, eine oder
mehrere Prozessoren 318, und/oder eine oder mehrere Speichereinrichtungen 320 enthalten. Die
I/O-Schnittstellen 314 können den Datenaus tausch zwischen
der Steuereinrichtung 306 und einem oder mehreren Eingabe-/Ausgabegeräten, beispielsweise
den Sensoren 304, einem universellen seriellen Busanschluss,
einer seriellen Schnittstelle, einem Disketten/Plattenlaufwerk,
einem CD-ROM-Laufwerk,
Infrarotempfänger,
und/oder einer oder mehreren Benutzerschnittstelleneinrichtungen,
beispielsweise einem Display, einer Tastatur, Maus, einem Tastenfeld,
Bedienpult, Touchscreen, einer Fernbedienung, einem Mikrofon, usw.,
die eine interaktive Bedienung der Steuereinrichtung 306 für den Nutzer
erlauben, durchführen.
Die eine oder mehreren I/O-Schnittstellen
können
genutzt werden, um Messdaten, die von ganz unterschiedlichen Sensoren
und/oder Eingabegeräten
stammen, und/oder sonstige Daten aufzunehmen oder zu sammeln.
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Die
eine oder mehreren Netzwerkschnittstellen 316 können die
Verbindung der Steuereinrichtung 306 mit einem oder mehreren
geeigneten Netzwerken 310 durchführen, beispielsweise einem
lokalen Netz, einem Großraumnetzwerk,
dem Internet oder jedem sonstigen Netzwerk, das in der Lage ist,
Daten zu übertragen.
In dieser Hinsicht kann die Steuereinrichtung 306 Messdaten
und/oder Steuerungsdaten von sonstigen Netzwerkvorrichtungen und/oder
Systemen, beispielsweise den Datenquellen 308 und/oder
den externen Steuerungssystemen 312 aufnehmen. Darüber hinaus
können
die Netzwerkschnittstellen 31 in einigen Ausführungsbeispielen 6 genutzt
werden, um von den Sensoren 304 Messdaten aufzunehmen.
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Der
eine oder die mehreren Prozessoren 318 können dazu
eingerichtet sein, dem Betrieb der Turbinenkomponente zugeordnete
Messdaten aufzunehmen, die von den Sensoren 304 und/oder
den externen Daten 310 stammen. Der eine oder die mehreren
Prozessoren 318 können,
wie weiter unten eingehender beschrieben, eine beliebige Anzahl
von Softwareanwendungen nutzen, um die Messdaten zu verarbeiten
und dynamisch Pumpschutzparameter für die Turbinenkomponente zu
bestimmen. Beispiele von Messdaten in Zusammenhang mit dem Betrieb der
Turbinenkomponente umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein, Messwerte der
Einlassführungsschaufel
der Turbinenkomponente, eine Temperatur der Turbinenkomponente,
einen Druck der Turbinenkomponente, eine Einlassabzapfwärme der
Turbinenkomponente und/oder einen Toleranzspielraum der Turbinenkomponente,
und können
beliebige sonstige für
den Betrieb der Turbinenkomponente relevante Messdaten beinhalten.
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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 kann mittels der Steuereinrichtung 306 die
allgemeine Ausführung
und/oder den Betrieb der Steuereinrichtung sowie die Ausführung eines
oder mehrerer sonstiger Softwaremodule durchführen. Der Prozessor 318 kann
das Betriebssystem 328 nutzen, um in dem Zyklusmodell 324 und
in dem Pumpschutzmodul 326 eine programmierte Logik zu
errichten, und kann dabei die in den Messdaten 322 enthaltenen
Daten nutzen. Die implementierte programmierte Logik kann Computeranweisungen
für den
einen oder die mehreren Prozessoren 318 beinhalten, um das
Zyklusmodell 324 und/oder das Pumpschutzmodul 326 durchzuführen. Folglich
kann die Steuereinrichtung 306 die Software ausführen, um
einen Spezialrechner zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente
zu bilden.
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In
einem exemplarischen Betrieb des Systems 100 können die
in der Steuereinrichtung 306 enthaltenen Prozessoren 318 die
Messdaten aufnehmen und wenigstens einen Teil der aufgenommenen Messdaten
an das eine oder an die mehreren Zyklusmodelle 324 ausgeben,
die durch die Prozessoren 318 ausgeführt werden, um einen Betriebszustand der
Turbinenkomponente vorherzuberechnen. In einem Ausführungsbeispiel
kann ein Zyklusmodell 324 ein Onboard-Zyklusmodell sein
und ein Modell eines Gasturbinenzyklus repräsentieren. Das Onboard-Zyklusmodell 324 kann
Turbinenkomponentenabbildungen enthalten, die das Verhalten unterschiedlicher
Komponenten der Turbine unter einem vorgegebenen Satz von Messdaten/Betriebsfaktoren
im Wesentlichen in Echtzeit beschreiben. Darüber hinaus kann das Onboard-Zyklusmodell 324 mehrere
mathematische Modelle enthalten, um ein aktives Steuerungssystem
zu bilden und eine rasche und genaue Berechnung bei einer großen Anzahl
unterschiedlicher Arbeitspunkte und unter einem weiten Bereich von Betriebszuständen der
Turbine durchzuführen. Das
Onboard-Zyklusmodell 324 kann
dazu eingerichtet sein, einen Betriebszustand der Turbinenkomponente
wenigstens zum Teil auf der Grundlage der Messwertdaten, die dem
Turbinenbetriebszustand zugeordnet sind, im Wesentlichen in Echtzeit
vorherzuberechnen. Das Onboard-Zyklusmodell 324 kann ferner
dazu eingerichtet sein, einen vorherberechneten Betriebszustand
zum Teil auf der Grundlage des vorherberechneten Betriebszustands
und/oder der einen oder der mehreren Messdaten, die dem Turbinenbetriebszustand
zugeordnet sind, im Wesentlichen in Echtzeit anzupassen. Dieser
angepasste vorherberechnete Betriebszustand kann danach an das Pumpschutzmodul 326 ausgegeben
werden, das die Berechnung und/oder Anpassung der Pumpschutzgrenze
für die
Turbine im Wesentlichen in Echtzeit durchführt. Darüber hinaus kann das Pumpschutzmodul 326 einen
Satz von auf einem Computer ausführbaren
Anweisungen enthalten, die dazu dienen, Parameter, beispielsweise
Leitschaufelwinkel, Brennstoffströmungssteuerung, usw., zu steuern,
um die Pumpschutzgrenze im Wesentlichen in Echtzeit dynamisch anzupassen.
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Somit
kann die Steuereinrichtung 306 ein von einem Computer auslesbares
Programmprodukt bilden, das die von dem einen oder den mehreren Sensoren 304 aufgenommenen
Messdaten verarbeitet und die Messdaten in Steuersignale umwandelt, die
dazu eingerichtet sind, den Betriebszustand der Turbine zu steuern.
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4 zeigt
ein Blockdiagramm exemplarischer Softwaremodule, die durch ein System
genutzt werden können,
das Pump schutz für
eine Turbinenkomponente, beispielsweise für das in 3 veranschaulichte
System 300, bereitstellt. 4 zeigt mehrere
Softwaremodule, die gemeinsam genutzt werden können, um für eine Turbinenkomponente Pumpschutz
bereitzustellen, indem eine Pumpschutzgrenze und eine der Turbinenkomponente
zugeordnete Betriebskennlinie dynamisch angepasst wird. Die vielfältigen Softwaremodule
können
ein Betriebssystem 402, ein Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 und
ein oder mehrere Zyklusmodelle 406 enthalten. Eine große Vielfalt
unterschiedlicher Zyklusmodelle, beispielsweise ein Onboard-Zyklusmodell,
vielfältige
Modelle in Zusammenhang mit Turbinenkomponenten, und/oder vielfältige Prognosemodelle,
können
nach Wunsch in vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung genutzt werden. Ein Onboard-Zyklusmodell kann das dynamische Nachbilden
einer oder mehrerer Turbinenkomponenten wenigstens zum Teil auf
der Grundlage von Messdaten durchführen, die den modellierten
Komponenten zugeordnet sind. Exemplarische Komponentenmodelle 408 können ein
Verdichtermodell und ein Turbinenmodell beinhalten. Eine beliebige
Anzahl von Prognosemodellen, beispielsweise ein Einschwingtoleranzmodell 410,
können
in vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung nach Wunsch genutzt werden.
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Das
Betriebssystem 402 kann eine Plattform bereitstellen, auf
der ein oder mehrere sonstige Softwaremodule ausgeführt oder
betrieben werden können.
Die vielfältigen
Modelle können
Messdaten von einem oder mehreren Sensoren aufnehmen, die in dem
Verdichter und in der Turbine der Gasturbine positioniert sind.
Die Modelle können
zumindest teilweise auf der Grundlage der aufgenommenen Messdaten
das Verhalten einer o der mehrerer Turbinenkomponenten vorherberechnen
und/oder nachbilden. Beispielsweise können vielfältige Komponentenmodelle das
Verhalten ihrer entsprechenden Komponenten nachbilden. Eine Änderung
eines der Messwerte in einer Turbine kann das Verhalten der entsprechenden
Turbinenkomponente beeinflussen, und kann wiederum das Verhalten
anderer Turbinenkomponenten beeinflussen. Folglich kann das durch die
Komponentenmodelle 408 und/oder das Einschwingtoleranzmodell 410 ermittelte
Komponentenverhalten ferner an ein Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden, das
dazu eingerichtet sein kann, zum Teil auf der Grundlage der von
den Komponentenmodellen 408 und dem Einschwingtoleranzmodell 410 her
aufgenommenen Ausgaben, einen Abgleichpunkt zu berechnen; d. h.
einen bevorzugten/optimierten Arbeitspunkt der Turbinenkomponenten,
der den Wirkungsgrad der Turbine steigert. Allerdings kann eine Änderung
der Strömungsbedingungen (Verschleiß) zu einer Änderung
der Messdaten führen,
was im Lauf der Zeit eine Änderung
des Abgleichpunkts zur Folge hat. Daher kann das Komponentenmodell 408 und
das Einschwingtoleranzmodell 410 in Verbindung mit dem
Onboard-Zyklusmodell eingesetzt werden, um die Turbinenbetriebskennlinie
dynamisch vorherzuberechnen und im Lauf der Zeit anzupassen.
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In
herkömmlichen
Gasturbinentriebwerken können
sich Toleranzspielräume,
beispielsweise der radiale Spielraum zwischen Rotorlaufschaufelspitzen und
dem Statorgehäuse,
in Abhängigkeit
von der Verdichterdrehzahl, der Gehäusetemperatur, dem Schaufelblattmaterial,
usw. dynamisch ändern
und den Wirkungsgrad der Turbine verschlechtern. Das Einschwingtoleranzmodell 410 kann
mit dem Onboard-Zyklusmodell zusammenwirken, um Toleranzspielraumzustände in der
Turbine und/oder Toleranzspielraumeinflüsse auf den Pumpschutz in der
Turbine vorherzuberechnen oder nachzubilden. Das Einschwingtoleranzmodell 410 kann
dazu eingerichtet sein, von einem oder mehreren Toleranzspielraumsensoren
und/oder anderen Sensoren Messdaten aufzunehmen. Die Toleranzspielraumsensoren
können
das Erfassen von Toleranzspielräumen
durchführen,
beispielsweise Toleranzen von Spitzen an ausgewählten Positionen in der Turbinenkomponente,
z. B. an der Vorderseite, an dem rückwärtigen Ende und an der Mittelstufe
der Turbinenkomponente. Das Einschwingtoleranzmodell 410 kann
zumindest teilweise auf der Grundlage der Toleranzspielräume, die
durch die an strategischen Positionen in der Turbinenkomponente
angeordneten Toleranzspielraumsensoren erfasst sind, die Bestimmung
von Toleranzspielräumen
an anderen Positionen in der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit
durchführen.
Die eine oder die mehreren von dem Einschwingtoleranzmodell 410 stammenden
Ausgaben können
ferner an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden, um eine genauere
Prognose des Turbinenbetriebszustands durchzuführen. In dieser Hinsicht kann
eine Pumpschutzgrenzkennlinie wenigstens zum Teil auf der Grundlage
der Toleranzspielraumzustände
angepasst werden. Darüber
hinaus kann die Verwendung des Einschwingtoleranzmodells 410 den
Bedarf minimieren, an gewissen Positionen in der Turbine Toleranzspielraumsensoren/-sonden
anzuordnen, die möglicherweise
den Luftstrom innerhalb der Turbine beeinträchtigen.
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Darüber hinaus
kann das Onboard-Zyklusmodell dazu eingerichtet sein, wenigstens
zum Teil basierend auf vorher gespeicherten Daten und/oder auf einem
oder mehreren Messwer ten, die von in der Turbine angeordneten Sensoren
her aufgenommen sind, eine anfängliche
Pumpschutzgrenze für
die Turbine zu bestimmen. Die Pumpschutzgrenze kann anschließend im
Wesentlichen in Echtzeit dynamisch angepasst werden. Beispiele eines
oder mehrerer Messwerte, die die dynamische Bestimmung der Pumpschutzgrenze
ermöglichen,
können
einen Einlassleitschaufelwinkel, eine Temperatur der Turbinenkomponente,
einen Druck der Turbinenkomponente, einen Einlassabzapfwärmestrom
und/oder einen Toleranzspielraum der Turbinenkomponente beinhalten.
Um den Wirkungsgrad der Turbine zu erhöhen, kann der angepasste vorherberechnete
Betriebszustand, der durch das Onboard-Zyklusmodell ermittelt wurde,
allerdings an das Pumpschutz- und grenzkennlinienbestimmungsmodul 404 ausgegeben
werden, das dazu eingerichtet sein kann, die Pumpschutzgrenze wenigstens
zum Teil auf der Grundlage des angepassten Betriebszustands dynamisch
anzupassen. In vielfältigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung kann das Pumpschutzmodul 404 auf einem Computer
ausführbare
Anweisungen enthalten, um Turbinenparameter, beispielsweise Leitschaufelwinkel,
Brennstoffzustrom, usw. zu steuern, um den für die Pumpschutzgrenze maßgebenden
Arbeitspunkt anzupassen. Somit können
das eine oder die mehreren Softwaremodule eine Spezialmaschine bilden,
die dazu eingerichtet ist, den Turbinenkomponenten Pumpschutz bereitzustellen.
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5 veranschaulicht
in einem Flussdiagramm ein exemplarisches Verfahren 500 zum
Bereitstellen von Pumpschutz für
eine Turbinenkomponente, gemäß einem
zur Veranschaulichung dargestellten Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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Das
Verfahren 500 kann in Block 505 beginnen. In Block 505 kann
eine Pumpschutzgrenzkennlinie für
eine Turbinenkomponente, beispielsweise für einen Verdichter einer Gasturbine,
bestimmt werden. Die Pumpschutzgrenzkennlinie kann auch als eine Betriebsgrenzkennlinie
bezeichnet werden, beispielsweise eine Betriebsgrenzkennlinie die
der in 2 veranschaulichten Betriebsgrenzkennlinie 204 ähnelt. Eine
Turbinenkomponente kann unterhalb der Pumpgrenzkennlinie betrieben
werden, um sicher zu arbeiten, ohne einem Pumpen ausgesetzt zu werden.
Um den sicheren Betrieb einer Turbinenkomponente zu gewährleisten,
kann für
die Komponente eine Pumpschutzgrenzkennlinie bestimmt werden. In vielfältigen Ausführungsbeispielen
der Erfindung kann die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch ermittelt
werden, um die Strömungsverschlechterung und
folglich die Änderung
von Betriebszuständen
der Turbine zu berücksichtigen.
In einem Ausführungsbeispiel
der Erfindung kann die Pumpschutzgrenzkennlinie dynamisch durch
einen Prognosesoftwaremodul erzeugt werden, das in einer Steuereinrichtung
enthalten ist, das sich in serieller Datenaustauschverbindung mit
der Turbinenkomponente befindet. Nach der Bestimmung der Pumpschutzgrenzkennlinie
kann der Programmablauf zu Block 510 übergehen.
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In
Block 510 können
ein oder mehrere Messwerte, die dem Betrieb der Turbinenkomponente
zugeordnet sind, aufgenommen werden. Die Turbine kann mehrere Sensoren
oder Sonden enthalten, die in unterschiedlichen Komponenten der
Turbine angeordnet sind und die dazu eingerichtet sind, ein oder mehrere
dem Betrieb zugeordnete Messdaten der Turbine zu messen. Beispiele
eines Messdatums oder mehrerer Messdaten beinhalten Einlassleitschaufelwinkel,
Einlass- und Auslasstemperatur, Einlass- und Auslassdruck, eine
Einlassabzapfwärme der
Turbinenkomponente oder Toleranzspielräume in den Turbinenkomponenten.
Sensoren, die verwendet werden, um das eine Messdatum oder die mehreren Messdaten
zu erfassen, umfassen, jedoch ohne darauf beschränken zu wollen, Drucksensoren,
Temperatursensoren, Positionssensoren, Geschwindigkeitssensoren,
usw. Das in der Steuereinrichtung eingebettete Prognosemodul kann
ein Messdatum oder mehrere Messdaten aufnehmen. Nach der Aufnahme
eines Messdatums oder mehrerer Messdaten kann der Programmablauf
zu Block 515 übergehen.
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In
Block 515 kann ein Zyklusmodell, beispielsweise ein in
die Steuereinrichtung eingebettetes Onboard-Zyklusmodell, ausgeführt werden,
um einen erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente vorherzuberechnen.
Das in der Steuereinrichtung eingebettete Prognosemodell, beispielsweise
ein Onboard-Zyklusmodell, kann Komponentenmodelle beinhalten, die
dazu eingerichtet sind, das Verhalten der unterschiedlichen Komponenten
der Turbine auf der Grundlage des einen oder (der mehreren) von
den Sensoren her aufgenommenen Messwerte mathematisch zu approximieren.
In vielfältigen Ausführungsbeispielen
der Erfindung kann das Onboard-Zyklusmodell einen Satz von auf einem
Computer ausführbaren
Anweisungen/Computerprogammcode enthalten, um den Betrieb der Turbine nachzubilden
und einen Betriebszustand der Turbine im Wesentlichen in Echtzeit
vorherzuberechnen. In speziellen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann
das Onboard-Zyklusmodell mit einem Einschwingtoleranzmodell zusammenwirken,
um eine genauere Prognose des erwarteten Betriebszustands der Turbine zu
erstellen. Das Einschwingtoleranzmodell kann die Toleranzspielräume in verschiedenen
Bereichen der Turbine nachbilden. Die Ausgabe des Einschwingtoleranzmodells
wird außerdem an
das Zyklusmodell ausgegeben, um die Bestimmung der veränderten
Reaktion der Turbinenkomponenten auf die sich dynamisch ändernden
Toleranzspielräume
in dem System durchzuführen,
woraus sich eine verbesserte Prognose des erwarteten Betriebszustands
der Turbine ergibt. Ein oder mehrere Prozessoren, die in der Steuereinrichtung
enthalten sind und dazu eingerichtet sind, von dem Computer eingesetzte
Anweisungen durchzuführen,
können das
Onboard-Zyklusmodell ausführen.
Somit können Ausführungsbeispiele
der Erfindung, die den einen oder die mehreren Prozessoren verwenden,
die es erlauben, eine Computerprogrammlogik zu errichten, um den
erwarteten Betriebszustand der Turbine vorherzuberechnen, eine Spezialmaschine
zum Bereitstellen von Pumpschutz für Turbinenkomponenten bilden.
Nach der Ausführung
des Onboard-Zyklusmodells kann der Programmablauf zu Block 520 übergehen.
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In
Block 520 kann ein Teil des einen oder der mehreren Messwerte
an das Onboard-Zyklusmodell ausgegeben werden. Der eine oder die
mehreren Messwerte, die von den mehreren Sensoren aufgenommen und
zur Vorherberechnung des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente
verwendet werden, können
an das Onboard-Zyklus(modell) ausgegeben werden, um die Anpassung
eines vorherberechneten Betriebszustands durchzuführen, der
der Turbinenkomponente zugeordnet ist. In dieser Hinsicht kann der
vorherberechnete Betriebszustand der Turbinenkomponente wenigstens
zum Teil auf der Grundlage des Be triebs der Turbine dynamisch angepasst
werden. Der Programmablauf kann dann zu Block 525 übergehen.
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In
Block 525 kann der erwartete Betrieb der Turbinenkomponente
auf der Grundlage wenigstens eines Teils des einen oder der mehreren
Messwerte angepasst werden. Der eine oder die mehreren Messwerte
können
sich dynamisch ändern,
was zu einer Änderung
des erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente führt. Das
Onboard-Zyklusmodell kann den erwarteten Betriebszustand der Turbinenkomponente
zumindest teilweise auf der Grundlage des einen oder der mehreren
an das Onboard-Zyklusmodell in Block 520 ausgegebenen Messwerte
anpassen. Nach der Anpassung des erwarteten Betriebszustands der
Turbinenkomponente kann der Programmablauf zu Block 530 übergehen.
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In
Block 530 kann die Pumpschutzgrenzkennlinie auf der Grundlage
des angepassten erwarteten Betriebszustands der Turbinenkomponente
angepasst werden. Ein in der Steuereinrichtung enthaltenes Pumpschutzsoftwaremodul
kann dazu eingerichtet sein, die anfänglich durch das Zyklusmodell bestimmte
Pumpschutzgrenzkennlinie anzupassen. Um den Wirkungsgrad der Turbine
zu erhöhen,
muss das System möglichst
nahe der Pumpgrenzkennlinie arbeiten. Mit der Vorgabe eines eine
Betriebskennlinie der Turbine definierenden erwarteten Betriebszustands
der Turbine kann die Pumpgrenzkennlinie somit angepasst werden,
um die Pumpgrenzkennlinie der Betriebskennlinie der Turbine anzunähern. Die Pumpgrenzkennlinie
kann wenigstens zum Teil auf der Grundlage des angepassten erwarteten
Betriebszustands der Turbine angepasst werden. Somit können der
eine oder die mehreren Messwertdaten, die durch die Steuereinrichtung
von Sensoren her aufgenommen wurden, verarbeitet werden und in Signale umgewandelt
werden, die dazu dienen, die Turbinenaktuatoren, beispielsweise
Brennstoffzustromventile und Einlassführungsventile usw. zu steuern.
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Das
Verfahren 500 kann nach Block 530 enden.
-
Die
in dem Verfahren 500 von 5 beschriebenen
Schritte brauchen nicht unbedingt in der in 5 dargelegten
Reihenfolge ausgeführt
werden, sondern können
vielmehr in einer beliebigen geeigneten Reihenfolge ausgeführt werden.
Darüber
hinaus können
in speziellen Ausführungsbeispielen der
Erfindung mehr oder weniger der in 5 unterbreiteten
Elemente oder Schritte durchgeführt
werden.
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Ausführungsbeispiele
der Erfindung können auf
unterschiedliche Arten von Turbinen anwendbar sein, beispielsweise
auf Dampfturbinen, Gasturbinen, und dergleichen. Die Pumpsteuereinrichtung der
Erfindung kann in jedem Verdichtungs-(Pump-)-System Anwendung finden,
das einen Verdichter enthält,
der der Gefahr eines rotierenden Strömungsabrisses und/oder Pumpens
ausgesetzt ist. Zu den Beispielen zählen Gasturbinentriebwerke und
Kühlsysteme,
z. B. manche Klimaanlagen oder Kältetechniksysteme.
Die Erfindung kann ferner in einer Reihe unterschiedlicher Verdichter
Anwendung finden, beispielsweise in Axialverdichtern, Industriegebläsen, Zentrifugalverdichtern,
Zentrifugalkühlgeräten und
-gebläsen.
Darüber
hinaus können
Ausführungsbeispiele
der Erfindung für
unterschiedliche Komponenten einer Turbine nützlich sein, beispielsweise
für eine
Verdichterkomponente und eine Turbinenkomponente einer Turbine.
Selbstverständlich sind
sämtliche
in der obigen Beschreibung erwähnten/vorgesehenen
Beispiele lediglich zur Veranschaulichung unterbreitet, und sie
sollen den Schutzumfang der Erfindung nicht begrenzen.
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Die
Erfindung ist im Vorausgehenden anhand von Block- und Flussdiagrammen von Systemen, Verfahren,
Einrichtungen und/oder Computerprogrammprodukten gemäß Ausführungsbeispielen der
Erfindung beschrieben. Es ist klar, dass ein oder mehrere Blöcke der
Blockschaltbilder und Flussdiagramme sowie Kombinationen von Blöcken in
den Blockschaltbildern bzw. Flussdiagrammen durch von einem Computer
ausführbare
Programmanweisungen verwirklicht werden können. Desgleichen müssen gemäß einigen
Ausführungsbeispielen
der Erfindung einige Blöcke
der Blockschaltbilder und Flussdiagramme nicht zwangsläufig in
der vorgeschlagenen Reihenfolge ausgeführt werden, bzw. brauchen möglicherweise überhaupt
nicht ausgeführt
zu werden.
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Diese
von einem Computer ausführbaren Programmanweisungen
können
auf einen Universalrechner, einen Spezialrechner, einen Prozessor,
oder auf eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung
hochgeladen werden, um eine spezielle Maschine hervorzubringen,
so dass die auf dem Computer, Prozessor, oder einer sonstigen programmierbaren
Datenverarbeitungsvorrichtung ablaufenden Anweisungen Mittel zur
Durchführung
einer oder mehrerer Funktionen erzeugen, die in einem oder mehreren
Flussdiagrammblöcken
spezifiziert sind. Diese Computerprogrammanweisungen können auch
in einem von einem Computer auslesbaren Speicher gespeichert sein,
der in der Lage ist, einen Computer oder eine sonstige programmierbare
Datenverarbeitungsvorrichtung zu veranlassen, in einer speziellen
Weise zu arbeiten, so dass die in dem 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 können Ausführungsbeispiele
der Erfindung ein Computerprogrammprodukt schaffen, das ein von
einem Computer verwendbares Medium aufweist, das einen von einem
Computer auslesbaren Programmcode oder darin ausgeführte Programmanweisungen
beinhaltet, wobei der von einem Computer auslesbare Programmcode
dazu eingerichtet ist, ausgeführt
zu werden, um eine oder mehrere Funktionen einzurichten, die in
einem oder mehreren Blöcken
des Flussdiagramms spezifiziert sind. Die Computerprogrammanweisungen
können
auch auf einen Rechner oder eine sonstige programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung
hochgeladen werden, um zu veranlassen, dass eine Reihe von Betriebselementen
oder -schritten auf dem Computer oder einer sonstigen programmierbaren
Einrichtung durchgeführt
werden, um ein computergestütztes Verfahren
zu schaffen, so dass die auf dem Computer oder der sonstigen programmierbaren
Einrichtung ablaufenden Anweisungen Elemente oder Schritte zur Durchführung der
Funktionen erzeugen, die in einem oder mehreren Blöcken des
Flussdiagramms spezifiziert sind.
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Dementsprechend
unterstützen
Blöcke
der Blockschaltbilder und Flussdiagramme Kombinationen von Mitteln
zur Durchführung
der spezifizierten Funktionen, Kombinationen von Ele menten oder Schritten
zur Durchführung
der spezifizierten Funktionen, und Programmanweisungsmittel zur
Durchführung
der spezifizierten Funktionen. Es ist ebenfalls klar, dass jeder
Block der Blockschaltbilder und Flussdiagramme und Kombinationen
von Blöcken
in den Blockschaltbildern und Flussdiagrammen durch für spezielle
Zwecke konstruierte, auf Hardware basierende Computersysteme verwirklicht
werden können,
die die spezifizierten Funktionen, Elemente oder Schritte oder Kombinationen
von Spezialhardware und Computeranweisungen durchführen.
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Während die
Erfindung in Zusammenhang mit der Ausführungsform beschrieben wurde,
die derzeit für
die praktikabelste und bevorzugte Ausführungsform erachtet wird, ist
es jedoch selbstverständlich,
dass die Erfindung nicht auf die offenbarten Ausführungsbeispiele
beschränkt
sein soll, sondern vielmehr vielfältige Modifikationen und äquivalente
Anordnungen abdecken soll, die in den Schutzbereich der beigefügten Patentansprüche fallen.
Die vorliegende Beschreibung verwendet Beispiele, um die Erfindung,
einschließlich
des besten Modus zu offenbaren, und um außerdem jedem Fachmann zu ermöglichen,
die Erfindung in der Praxis einzusetzen, beispielsweise beliebige
Einrichtungen und Systeme herzustellen und zu nutzen, und beliebige
damit verbundene Verfahren durchzuführen. Der patentfähige Schutzumfang
der Erfindung ist in den Ansprüchen definiert
und kann andere dem Fachmann in den Sinn kommende Beispiele umfassen.
Solche anderen Beispiele sollen in den Schutzumfang der Ansprüche fallen,
falls sie strukturelle Elemente aufweisen, die sich von dem wörtlichen
Inhalt der Ansprüche
nicht unterscheiden, oder falls sie äquivalente strukturelle Elemente
mit unwesentlichen Unterschieden gegenüber dem wörtlichen Inhalt der Ansprüche enthalten.
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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.
-
- 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-(I/O)-Schnittstelle
- 316
- Netzwerkschnittstelle(n)
- 318
- Prozessor(en)
- 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