DE102011056567A1

DE102011056567A1 - System und Verfahren zum Erkennen von Abplatzen in einer Turbine

Info

Publication number: DE102011056567A1
Application number: DE102011056567A
Authority: DE
Inventors: Jordi Estevadeordal; Guanghua Wang; Lucy Joelle Summerville; Nirm Velumylum Nirmalan
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Technology GmbH
Priority date: 2010-12-17
Filing date: 2011-12-16
Publication date: 2012-06-21
Anticipated expiration: 2031-12-17
Also published as: FR2969283A1; FR2969283B1; CN102608039A; JP5981709B2; JP2012132442A; US10132688B2; US20120153157A1; CN102608039B; DE102011056567B4

Abstract

Bei einer Ausführungsform umfasst eine Anlage (10) ein Multispektral-Pyrometriesystem (36), das dafür eingerichtet ist, ein Breitband-Strahlungssignal (80) von einer Turbinenkomponente (56) zu empfangen und das Breitband-Strahlungssignal (80) in mehrere Schmalband-Strahlungssignale (94) zu teilen, auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale (94) die Emissivität der Turbinenkomponente (56) zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität (122) Abplatzen (104) auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente (56) zu erkennen.

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Der hier offenbarte Gegenstand betrifft ein System und ein Verfahren zum Erkennen von Abplatzen in einer Turbine.
Bestimmte Gasturbinen enthalten eine Turbine mit Sichtöffnungen, die dazu dienen, die Überwachung verschiedener Komponenten innerhalb der Turbine zu vereinfachen. Zum Beispiel kann ein Pyrometriesystem durch die Sichtöffnungen Strahlungssignale empfangen, um die Temperatur bestimmter Komponenten in einem Heißgaspfad der Turbine zu messen. Das Pyrometriesystem kann einen optischen Sensor umfassen, der dafür eingerichtet ist, die Intensität der von den Turbinenkomponenten in einem festgelegten Wellenlängenbereich emittierten Strahlung zu messen. Wenn eine Emissivität angenommen wird, kann die Temperatur der Komponenten auf der Basis der Strahlungsintensität bei einer bestimmten Wellenlänge ermittelt werden.
Unglücklicherweise kann die Emissivität der Komponenten im Lauf der Zeit variieren, und zwar durch Temperaturänderungen, Ansammlung von Ablagerungen auf den Komponenten und/oder Oxidation von Turbinenkomponenten. Außerdem können Messungen der Emissivität durch die Ansammlung von Schmutz auf dem Fenster der Sichtöffnung beeinträchtigt werden. Turbinenkomponenten mit einer Wärmedämmschicht (WDS) können darüber hinaus von Abplatzen betroffen sein. Dabei handelt es sich um einen Zustand, bei dem Teile der WDS sich von der Oberfläche der Komponente ablösen, so dass das Grundmaterial freigelegt wird. Die Emissivität des Grundmaterials kann deutlich höher sein als die Emissivität der WDS. Folglich können Pyrometriesysteme, die von einer konstanten Emissivität ausgehen, in Bezug auf von Abplatzen betroffene Turbinenkomponenten ungenaue Temperaturmessungen liefern. Beispielsweise kann ein Pyrometriesystem, das für die Messung von Strahlung in einem festgelegten Wellenlängenbereich eingerichtet ist, eine erhöhte Strahlungsintensität einer Turbinenkomponente mit einem abgeplatzten Bereich erkennen. Da das Pyrometriesystem nicht in der Lage ist, zwischen erhöhten Temperaturen und erhöhter Emissivität zu unterscheiden, meldet das Pyrometriesystem eine höhere Temperatur. Folglich könnten ein Bediener oder ein automatisches System die Turbine abschalten, um die Ursache für die erhöhte Temperatur der Turbinenkomponente festzustellen. Da die tatsächliche Temperatur der Turbinenkomponente innerhalb des gewünschten Betriebsbereichs liegen könnte, würde eine solche Maßnahme die Verfügbarkeit der Turbine möglicherweise unnötig reduzieren.
KURZE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Bei einer Ausführungsform umfasst ein System ein Multispektral-Pyrometriesystem, das für den Empfang eines Breitband-Strahlungssignals von einer Turbinenkomponente eingerichtet ist, um das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale zu teilen, um auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale die Emissivität der Turbinenkomponente zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente festzustellen.
Bei einer anderen Ausführungsform umfasst ein System ein Multispektral-Pyrometriesystem, das für die optische Kommunikation mit dem Inneren einer Turbine eingerichtet ist. Das Multispektral-Pyrometriesystem umfasst eine Vorrichtung zur Wellenlängenteilung, die dafür eingerichtet ist, ein Breitband-Strahlungssignal von einer Turbinenkomponente im Innern der Turbine zu empfangen und das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale aufzuteilen. Das Multispektral-Pyrometriesystem umfasst außerdem einen Detektor, der optisch mit der Wellenlängenteilungsvorrichtung kommuniziert. Der Detektor ist dafür eingerichtet, die Schmalband-Strahlungssignale zu empfangen und Signale auszugeben, die Aufschluss über die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals geben. Das Multispektral-Pyrometriesystem umfasst weiter einen Regler, der dafür eingerichtet ist, auf der Basis der Ausgangssignale die Emissivität der Turbinenkomponente zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente zu erkennen.
Bei einer weiteren Ausführungsform umfasst ein Verfahren das Empfangen eines Breitband-Strahlungssignals von einer Turbinenkomponente und das Teilen des Breitband-Strahlungssignals in mehrere Schmalband-Strahlungssignale. Das Verfahren umfasst außerdem das Ermitteln der Emissivität der Turbinenkomponente auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale und das Erkennen von Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente auf der Basis der Emissivität.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Diese und andere Merkmale, Gesichtspunkte und Vorteile der vorliegenden Erfindung sind besser verständlich, wenn die folgende detaillierte Beschreibung mit Bezugnahme auf die begleitenden Zeichnungen gelesen wird, in denen gleiche Bezugszeichen durchweg gleiche Teile bezeichnen.
1 ist ein Blockdiagramm einer Ausführungsform einer Turbinenanlage mit einem Multispektral-Pyrometriesystem, das dafür eingerichtet ist, die Emissivität einer Turbinenkomponente zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente zu erkennen;
2 ist ein Schnitt eines beispielhaften Turbinenabschnitts und zeigt verschiedene Turbinenkomponenten, die durch eine Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems überwacht werden könnten;
3 ist ein Schemadiagramm einer Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems mit einer Wellenlängenteilungsvorrichtung, bei der mehrere dichroitische Spiegel eingesetzt werden, um ein Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale umzuwandeln;
4 ist ein Schemadiagramm einer Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems mit einem Regler, der dafür eingerichtet ist, eine zweidimensionale Temperaturkarte der Turbinenkomponente zu ermitteln und/oder einen von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente festzustellen, und
5 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens zum Erkennen von Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Im Folgenden werden eine oder mehrere spezifische Ausführungsformen beschrieben. Im Interesse einer kurz gefassten Beschreibung dieser Ausführungsformen sind eventuell nicht alle Merkmale einer tatsächlichen Implementierung in der Beschreibung erfasst. Es sollte zur Kenntnis genommen werden, dass bei der Entwicklung einer derartigen tatsächlichen Implementierung – wie bei jedem Konstruktions- oder Planungsprojekt – zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden müssen; diese dienen dazu, die spezifischen Ziele der Entwickler zu erreichen, zum Beispiel, wenn Anlagen- oder geschäftsbezogene Beschränkungen zu berücksichtigen sind, die von Implementierung zu Implementierung variieren können. Es sollte ebenfalls zur Kenntnis genommen werden, dass derartige Entwicklungsanstrengungen zwar komplex und zeitaufwendig sein können, aber für Durchschnittsfachleute mithilfe dieser Offenbarung ein Routinevorhaben darstellen würden.
Bei der Einführung von Elementen verschiedener Ausführungsformen sollen die unbestimmten Artikel „ein, eine, eines” und die bestimmten Artikel „der, die, das” bedeuten, dass es sich um ein oder mehrere Elemente handelt. Die Begriffe „umfassen”, „einschließen” und „aufweisen” sind einschließend gemeint und besagen, dass abgesehen von den aufgeführten Elementen weitere Elemente vorhanden sein können.
In diesem Dokument offenbarte Ausführungsformen können die Verfügbarkeit einer Turbine dadurch erhöhen, dass ein Multispektral-Pyrometriesystem zur Verfügung gestellt wird, das dafür eingerichtet ist, zwischen Variationen der Temperatur und Variationen der Emissivität zu unterscheiden. Dementsprechend kann das Pyrometriesystem Abplatzen auf bestimmten Turbinenkomponenten erkennen und/oder genauere Temperaturmessungen liefern. Bei einer Ausführungsform umfasst ein Multispektral-Pyrometriesystem eine Vorrichtung zur Wellenlängenteilung, die dafür eingerichtet ist, ein Breitband-Strahlungssignal von einer Turbinenkomponente im Innern der Turbine zu empfangen und das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale zu teilen. Das Multispektral-Pyrometriesystem umfasst außerdem einen Detektor, der optisch mit der Wellenlängenteilungsvorrichtung kommuniziert. Der Detektor ist dafür eingerichtet, die Schmalband-Strahlungssignale zu empfangen und Signale auszugeben, die Aufschluss über die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals geben. Das Multispektral-Pyrometriesystem umfasst weiter einen Regler, der dafür eingerichtet ist, auf der Basis der Ausgangssignale die Emissivität der Turbinenkomponente zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente zu erkennen. Der Regler kann außerdem dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Signale die Temperatur der Turbinenkomponente zu ermitteln. Da das Multispektral-Pyrometriesystem eine sichtbar effektive Emissivität errechnet, kann der Regler die Temperatur genauer ermitteln, als wenn diese nur auf der Basis einer einzigen Wellenlängenmessung ermittelt würde. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Regler dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Emissivität einen von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente zu erkennen. Wenn die Emissivität in diesem Bereich einen Schwellenwert übersteigt, kann der Regler einen Bediener informieren und/oder die Turbine automatisch abschalten, um möglichen übermäßigen Verschleiß in Verbindung mit dem Verlust der WDS wesentlich zu reduzieren oder zu eliminieren.
Im Folgenden wird auf die Zeichnungen Bezug genommen: 1 ist ein Blockdiagramm einer Turbinenanlage 10 mit einem Multispektral-Pyrometriesystem zum Ermitteln der Emissivität einer Turbinenkomponente und zum Erkennen von Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente auf der Basis der Emissivität. Die Turbinenanlage 10 umfasst eine Kraftstoffeinspritzdüse 12, eine Kraftstoffzufuhr 14 und eine Brennkammer 16. Wie gezeigt, wird durch die Kraftstoffzufuhr 14 ein Flüssig- und/oder Gaskraftstoff, beispielsweise Erdgas, zur Gasturbinenanlage 10, durch die Kraftstoffeinspritzdüse 12 und in die Brennkammer 16 geleitet. Wie nachfolgend erörtert, dient die Kraftstoffeinspritzdüse 12 dazu, den Kraftstoff einzuspritzen und mit verdichteter Luft zu mischen. In der Brennkammer 16 wird das Kraftstoff-Luft-Gemisch entzündet und verbrannt und anschließend werden heiße, unter Druck stehende Abgase in eine Turbine 18 geleitet. Die Turbine 18 umfasst ein oder mehrere Leiträder mit feststehenden Leitschaufeln und ein oder mehrere Laufräder mit Laufschaufeln, die sich im Verhältnis zu den Leiträdern drehen. Die Abgase passieren die Laufschaufeln der Turbine und treiben so das Laufrad der Turbine an, sich zu drehen. Durch eine Kopplung des Turbinenlaufrads mit einer Welle 19 wird die Drehung der Welle 19 bewirkt, wobei die Welle auch mit mehreren Komponenten in der gesamten Gasturbinenanlage 10 verbunden ist, wie dargestellt. Schließlich können die Abgase aus dem Verbrennungsprozess über einen Abgasauslass 20 aus der Gasturbinenanlage 10 austreten.
Ein Verdichter 22 enthält Laufschaufeln, die starr an einem Laufrad befestigt sind, dass durch die Welle 19 dazu angetrieben wird, sich zu drehen. Wenn die Luft die sich drehenden Laufschaufeln durchströmt, steigt der Luftdruck, wodurch die Brennkammer 16 mit ausreichend Luft für eine ordnungsgemäße Verbrennung versorgt wird. Der Verdichter 22 kann über einen Lufteinlass 24 Luft in die Gasturbinenanlage 10 einführen. Die Welle 19 kann weiter mit einer Last 26 verbunden sein, die durch die Drehung der Welle 19 angetrieben werden kann. Die Last 26 kann jede geeignete Vorrichtung sein, die die Energie der Drehleistung der Gasturbinenanlage 10 nutzen kann, beispielsweise ein Kraftwerk oder eine externe mechanische Last. Die Last 26 kann zum Beispiel einen elektrischen Generator, einen Flugzeugpropeller und so weiter umfassen. Durch den Lufteinlass 24 wird Luft 30 mithilfe eines geeigneten Mechanismus, beispielsweise eines Luftansaugfilters, in die Gasturbinenanlage 10 gezogen. Die Luft 30 strömt dann durch die Laufschaufeln des Verdichters 22, der der Brennkammer 16 verdichtete Luft 32 zuführt. Die Kraftstoffeinspritzdüse 12 kann die verdichtete Luft 32 und den Kraftstoff 14 als Kraftstoff-Luft-Gemisch 34, in die Brennkammer 16 einspritzen. Alternativ können die verdichtete Luft 32 und der Kraftstoff 14 direkt in die Brennkammer eingespritzt werden, um dort gemischt und verbrannt zu werden.
Wie gezeigt, umfasst die Turbinenanlage 10 ein Multispektral-Pyrometriesystem 36, das mit der Turbine 18 optisch verbunden ist. Bei der dargestellten Ausführungsform umfasst das Pyrometriesystem 36 ein optisches Abbildungssystem bzw. eine optische Verbindung 38 (z. B. Glasfaserkabel, optischer Wellenleiter usw.), das sich zwischen einer Sichtöffnung 40 in die Turbine 18 und einer Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 erstreckt. Die gezeigte Sichtöffnung 40 ist zwar auf einen Einlass der Turbine 18 gerichtet, aber es sollte beachtet werden, dass die Sichtöffnung 40 an verschiedenen Stellen der Turbine 18 angeordnet sein kann. Wie im Folgenden ausführlich erörtert, ist die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 dafür eingerichtet, ein Strahlungssignal aus dem Inneren der Turbine in mehrere Schmalband-Strahlungssignale aufzuteilen. Ein mit der Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 optisch verbundener Detektor 44 ist dafür eingerichtet, Signale auszugeben, die Aufschluss über die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals geben. Bei der gezeigten Ausführungsform ist der Detektor 44 kommunizierend mit einem Regler 46 verbunden, der dafür eingerichtet ist, die Emissivität einer Turbinenkomponente innerhalb der Turbine auf der Basis der Signale zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente zu erkennen. Wie nachfolgend ausführlich erörtert wird, kann der Regler 46 außerdem dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Ausgangssignale die Temperatur der Turbinenkomponente zu ermitteln. Bei bestimmten Ausführungsformen kann das Breitband-Strahlungssignal ein zweidimensionales Bild der Turbinenkomponente sein. Bei einer solchen Ausführungsform kann die Wellenlängenteilungsvorrichtung dafür eingerichtet sein, das Breitbandbild in mehrere Schmalbandbilder aufzuteilen, und der Detektor kann dafür eingerichtet sein, Signale auszugeben, die Aufschluss über eine zweidimensionale Intensitätskarte jedes Schmalbandbildes geben. Der Regler kann weiter dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Ausgangssignale eine zweidimensionale Temperaturkarte der Turbinenkomponente zu ermitteln, so dass die thermische Beanspruchung innerhalb der Komponente durch Messen eines thermischen Gradienten quer über die Turbinenkomponente festgestellt werden kann. Bei weiteren Ausführungsformen kann der Regler dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Emissivität einen von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente festzustellen. Wenn die Emissivität in diesem Bereich einen Schwellenwert übersteigt, kann der Regler 46 einen Bediener informieren und/oder die Turbine 10 automatisch abschalten, um möglichen übermäßigen Verschleiß in Verbindung mit dem Verlust der WDS wesentlich zu reduzieren oder zu eliminieren.
2 ist ein Schnitt eines beispielhaften Turbinenabschnitts, der verschiedene Turbinenkomponenten darstellt, die mithilfe einer Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems 36 überwacht werden könnten. Wie dargestellt, strömen Abgase/Verbrennungsprodukte 48 aus der Brennkammer 16 in Axialrichtung 50 und/oder Umfangsrichtung 52 in die Turbine 18. Die gezeigte Turbine 18 umfasst zumindest zwei Stufen, wobei in 2 die ersten beiden Stufen dargestellt sind. Andere Turbinenkonfigurationen können mehr oder weniger Turbinenstufen umfassen. Eine Turbine kann zum Beispiel 1, 2, 3, 4, 5, 6 oder mehr Turbinenstufen umfassen. Die erste Turbinenstufe enthält die Leitschaufeln 54 und die Laufschaufeln 56, die in Umfangsrichtung 52 in der Turbine 18 im Wesentlichen gleichmäßig beabstandet sind. Die Leitschaufeln 54 der ersten Stufe sind starr an der Turbine 18 angebracht und so gestaltet, dass sie Verbrennungsgase zu den Laufschaufeln 56 leiten. Die Laufschaufeln 56 der ersten Stufe sind an einem Laufrad 58 angebracht, dessen Drehung durch die Abgase 48 bewirkt wird, die durch die Laufschaufeln 56 strömen. Das Laufrad 58 ist wiederum mit der Welle 19 verbunden, die den Verdichter 22 und die Last 26 antreibt. Die Abgase 48 strömen anschließend durch die Leitschaufeln 60 und Laufschaufeln 62 der zweiten Stufe. Die Laufschaufeln 62 der zweiten Stufe sind ebenfalls mit dem Laufrad 58 verbunden. Während die Abgase 48 durch jede Stufe strömen, wird Energie aus dem Gas in Rotationsenergie des Laufrads 58 umgewandelt. Nach dem Passieren aller Turbinenstufen treten die Abgase 48 in axialer Richtung 50 aus der Turbine 18 aus.
Bei der gezeigten Ausführungsform erstreckt sich jede Leitschaufel 54 der ersten Stufe von einer Endwand 64 in radialer Richtung 66 auswärts. Die Endwand 64 ist so gestaltet, dass sie verhindert, dass heiße Abgase 48 in das Laufrad 58 eindringen. Eine ähnliche Endwand kann an die Leitschaufeln 60 der zweiten Stufe und an darauffolgende stromab liegende Leitschaufeln angrenzen, wenn diese vorhanden sind. Auf ähnliche Weise erstreckt sich jede Laufschaufel 56 der ersten Stufe von einer Plattform 68 in radialer Richtung 66 auswärts. Die Plattform 68 ist Teil eines Schaftes 70, der die Laufschaufel 56 mit dem Laufrad 58 verbindet. Der Schaft 70 umfasst auch eine Dichtung 72, die dazu dient, zu verhindern, das heiße Abgase 48 in das Laufrad 58 eindringen. Ähnliche Plattformen und Dichtungen können an die Laufschaufeln 62 der zweiten Stufe und darauffolgende Laufschaufeln (soweit vorhanden) angrenzen. Darüber hinaus ist ein Deckband 74 radial auswärts von den Laufschaufeln 56 der ersten Stufe angeordnet. Das Deckband 74 soll dafür sorgen, dass nur eine minimale Menge an Abgasen 48 den Weg durch die Laufschaufeln 56 umgeht. Dieses Umgehen ist unerwünscht, weil die Energie aus dem „ausweichenden” Gas nicht von den Laufschaufeln 56 erfasst und in Rotationsenergie umgewandelt wird. Während das Multispektral-Pyrometriesystem 36 im Folgenden in Bezug auf die Überwachung von Komponenten innerhalb der Turbine 18 einer Gasturbine 10 beschrieben wird, sollte beachtet werden, dass das Pyrometriesystem 36 zur Überwachung von Komponenten in anderen Rotations- und/oder Kolbenmaschinen eingesetzt werden kann, beispielsweise in einer Turbine, in der Dampf oder ein anderes Arbeitsfluid durch die Turbinenschaufeln strömen, damit Energie oder Schub erzeugt werden. Das Pyrometriesystem 36 kann außerdem dazu verwendet werden, das Innere einer Kolbenmaschine zu überwachen, beispielsweise eines benzin- oder dieselbetriebenen internen Verbrennungsmotors.
Verschiedene Komponenten in der Turbine 18 (z. B. die Leitschaufeln 54 und 60, die Laufschaufeln 56 und 62, die Endwände 64, die Plattformen 68, die Dichtungen 72, die Deckbänder 74 usw.) sind den heißen Abgasen 48 aus der Brennkammer 16 ausgesetzt. Es kann folglich wünschenswert sein, die Temperatur bestimmter Komponenten beim Betrieb der Turbine 18 zu messen, um sicherzustellen, dass die Temperatur innerhalb eines gewünschten Bereiches bleibt und/oder um die thermische Beanspruchung in den Komponenten zu überwachen. Zum Beispiel kann das Multispektral-Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein, die Temperatur der Laufschaufeln 56 der ersten Stufe zu ermitteln. Bei weiteren Ausführungsformen kann das Multispektral-Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein, eine zweidimensionale Temperaturkarte der Laufschaufeln 56 zu ermitteln. Die zweidimensionale Temperaturkarte kann dazu verwendet werden, einen Temperaturgradienten quer über jede Laufschaufel 56 zu ermitteln, wodurch die Berechnung der thermischen Beanspruchung in der Laufschaufel 56 vereinfacht wird.
Die heißen Abgase 48 können neben einer Steigerung der Temperatur der Laufschaufeln auch bewirken, dass die Wärmedämmschicht (WDS) sich von der Oberfläche der Laufschaufeln 56 und/oder anderer Komponenten in der Turbine 18 löst, wodurch das Grundmaterial dem heißen Gas 48 ausgesetzt wird. Durch diesen als „Abplatzen” bekannten Zustand kann der Verschleiß der Turbinenkomponenten beträchtlich erhöht werden. Da das Grundmaterial eine wesentlich höhere Emissivität als die WDS aufweisen kann, kann das Multispektral-Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein, Abplatzen zu entdecken, indem es Bereiche erhöhter Emissivität erkennt. Bei bestimmten Ausführungsformen kann das Pyrometriesystem dafür eingerichtet sein, auf der Basis der Emissivität einen von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Oberfläche jeder Turbinenkomponente zu erkennen. Wenn die Emissivität in diesem Bereich einen Schwellenwert übersteigt, kann der Regler einen Bediener informieren und/oder die Turbine automatisch abschalten, um möglichen übermäßigen Verschleiß in Verbindung mit dem Verlust der WDS wesentlich zu reduzieren oder zu eliminieren.
Die gezeigte Ausführungsform enthält drei optische Verbindungen 38, die zur optischen Verbindung der Sichtöffnungen 40 mit der Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 dienen. Wie dargestellt, ist eine erste optische Verbindung 76 mit einer Sichtöffnung 40 verbunden, die stromauf der Laufschaufel 56 angeordnet und in Richtung auf die Laufschaufel 56 abgewinkelt ist, eine zweite optische Verbindung 78 ist mit einer weiteren Sichtöffnung 40 verbunden, die radial auswärts von der Laufschaufel 56 angeordnet und auf eine Umfangsseite der Laufschaufel 56 gerichtet ist, und eine dritte optische Verbindung 79 ist mit einer dritten Sichtöffnung 40 verbunden, die stromab der Laufschaufel 56 angeordnet und in Stromaufrichtung abgewinkelt ist. Die Sichtöffnungen 40 können in Axialrichtung 50, in Umfangsrichtung 52 und/oder in Radialrichtung 66 abgewinkelt sein, um die Sichtöffnungen 40 auf gewünschte Bereiche der Laufschaufel 56 auszurichten. Bei alternativen Ausführungsformen können mehr oder weniger Sichtöffnungen 40 und optische Verbindungen 38 eingesetzt werden, um Strahlungssignale von der Laufschaufel 56 der ersten Stufe zu erhalten. Bei bestimmten Ausführungsformen können zum Beispiel 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 oder mehr Sichtöffnungen 40 und eine entsprechende Anzahl optischer Verbindungen 38 verwendet werden, um Strahlungssignale von der Laufschaufel 56 zur Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 zu übertragen. Je mehr Sichtöffnungen 40 und optische Verbindungen 38 verwendet werden, desto mehr Bereiche der Laufschaufel 56 können überwacht werden. Wie bereits erörtert, können die optischen Verbindungen 38 zum Beispiel ein Glasfaserkabel oder ein optisches Abbildungssystem (z. B. ein optisches Abbildungssystem mit starren optischen Wellenleitern) umfassen. Es sollte auch beachtet werden, dass bei bestimmten Ausführungsformen die optischen Verbindungen 38 entfallen können, und die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 direkt optisch mit den Sichtöffnungen 40 verbunden sein kann.
Die Sichtöffnungen 40 sind bei der dargestellten Ausführungsform zwar auf die Laufschaufeln 56 der ersten Stufe gerichtet, aber es sollte beachtet werden, dass die Sichtöffnungen 40 bei alternativen Ausführungsformen auf andere Turbinenkomponenten gerichtet sein können. Zum Beispiel können eine oder mehrere Sichtöffnungen 40 auf die Leitschaufeln 54 der ersten Stufe, die Leitschaufeln 60 der zweiten Stufe, die Laufschaufeln 62 der zweiten Stufe, die Endwände 64, die Plattformen 68, die Dichtungen 72, die Deckbänder 74 oder andere Komponenten in der Turbine 18 gerichtet sein. Weitere Ausführungsformen können Sichtöffnungen 40 beinhalten, die auf mehrere Komponenten in der Turbine 18 ausgerichtet sind. In ähnlicher Weise wie bei den Laufschaufeln 56 der ersten Stufe, könnte das Pyrometriesystem 36 die Temperatur und/oder Emissivität der Turbinenkomponente ermitteln, um eine hohe thermische Beanspruchung und/oder einen übermäßigen Verlust an WDS zu erkennen.
Wie bereits erörtert, übermitteln die optischen Verbindungen 38 (z. B. Glasfaserkabel, optischer Wellenleiter usw.) ein Strahlungssignal aus dem Innern der Turbine an die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42. Die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 ist wiederum dafür eingerichtet, das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale aufzuteilen und die Schmalband-Strahlungssignale an den Detektor 44 zu übermitteln. Der Detektor 44 kann dafür eingerichtet sein, über einen Zeitraum mehrere Strahlungssignale zu erfassen. Bestimmte Turbinenkomponenten, wie die bereits beschriebenen Laufschaufeln 56 der ersten Stufe, können sich bei hoher Geschwindigkeit entlang der Umfangsrichtung 52 der Turbine 18 drehen. Um ein Strahlungssignal (z. B. ein Bild) von derartigen Komponenten zu erhalten, kann der Detektor 44 dementsprechend dafür eingerichtet sein, mit einer Frequenz zu arbeiten, die ausreichend dafür ist, dass der Regler 46 ein im Wesentlichen stillstehendes Bild jeder Komponente erhält. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Detektor 44 zum Beispiel dafür eingerichtet sein, die Signale, die Aufschluss über die Intensität jedes Strahlungssignals geben, bei einer Frequenz auszugeben, die größer ist als circa 100.000, 200.000, 400.000, 600.000, 800.000, 1.000.000 Hz oder darüber. Bei weiteren Ausführungsformen kann der Detektor 44 dafür eingerichtet sein, die Signale, die Aufschluss über die Intensität jedes Bildes geben, mit einer Integrationszeit auszugeben, die circa 10, 5, 3, 2, 1, 0,5 oder weniger Mikrosekunden beträgt. Auf diese Weise kann die Emissivität jeder Turbinenkomponente gemessen werden, was das sofortige Erkennen von Abplatzen auf der Oberfläche der Komponente ermöglicht.
Bei bestimmten Ausführungsformen können die optischen Verbindungen 38 mit einem Multiplexer in der Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 verbunden sein, damit der Detektor 44 Strahlungssignale von jedem Beobachtungspunkt erhält. Die Strahlungssignale jeder optischen Verbindung 38 können zeitlich oder räumlich gemultiplext werden. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Detektor 44 zum Beispiel dafür eingerichtet sein, zweidimensionale Intensitätskarten jedes Schmalband-Strahlungssignals (z. B. Bildes) zu erfassen. Bei derartigen Ausführungsformen, wenn der Multiplexer dafür eingerichtet ist, die Bilder räumlich zu multiplexen, kann jedes Bild auf einen anderen Teil des Detektors 44 projiziert werden. Bei einer solchen Konfiguration kann ein Bild von der ersten optischen Verbindung 76 an einen ersten Teil (z. B. das erste Drittel) des Detektors 44 übermittelt werden, ein Bild von der zweiten optischen Verbindung 78 kann an einen zweiten Teil (z. B. das zweite Drittel) des Detektors 44, und ein Bild von der dritten optischen Verbindung 79 kann an einen dritten Teil (z. B. das dritte Drittel) des Detektors übermittelt werden. Auf diese Weise kann der Detektor 44 jedes Bild mit einem Drittel der Auflösung erfassen. Mit anderen Worten ist die räumliche Auflösung umgekehrt proportional zur Anzahl der räumlich gemultiplexten Signale. Bei einer geringeren Auflösung erhält der Regler 46 eine geringere räumliche Abdeckung der Turbinenkomponente als bei einer höheren Auflösung. Die Anzahl räumlich gemultiplexter Signale kann daher durch die minimale Auflösung begrenzt sein, die benötigt wird, damit der Regler 46 eine gewünschte zweidimensionale Temperaturkarte der Turbinenkomponente und/oder eine gewünschte zweidimensionale Emissivitätskarte der Turbinenkomponente erstellen kann. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Detektor 44 zum Beispiel dafür eingerichtet sein, Bilder mit einer räumlichen Auflösung von unter circa 1000 Mikrometern, unter circa 750 Mikrometern, unter circa 500 Mikrometern oder unter circa 250 Mikrometern zu erfassen. Dementsprechend können sehr kleine Merkmale jeder Turbinenkomponente erkannt werden, beispielsweise verstopfte Filmkühllöcher in Turbinenschaufeln.
Alternativ können von den optischen Verbindungen 38 gelieferte Bilder zeitlich gemultiplext werden. Der Detektor 44 kann zum Beispiel abwechselnd ein Bild von jeder optischen Verbindung 38 erfassen und dazu die gesamte Auflösung des Detektors 44 verwenden. Bei Anwendung dieses Verfahrens kann die volle Auflösung des Detektors 44 eingesetzt werden, aber die Erfassungsfrequenz kann proportional zur Anzahl der abgetasteten Beobachtungspunkte reduziert sein. Werden beispielsweise zwei Beobachtungspunkte abgetastet und die Detektorfrequenz beträgt 100.000 Hz, kann der Detektor 44 die Bilder jedes Beobachtungspunkts nur mit einer Frequenz von 50.000 Hz abtasten. Aus diesem Grund kann die Anzahl zeitlich gemultiplexter Signale durch die gewünschte Abtastfrequenz begrenzt sein.
3 ist ein Schemadiagramm einer Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems 36 mit einer Wellenlängenteilungsvorrichtung 42, bei der mehrere dichroitische Spiegel eingesetzt werden, um ein Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale umzuwandeln. Wie gezeigt, ist das Pyrometriesystem 36 auf eine Turbinenlaufschaufel 56 der ersten Stufe gerichtet. Es sollte aber beachtet werden, dass das Pyrometriesystem 36 bei alternativen Ausführungsformen auf andere Turbinenkomponenten gerichtet sein kann (z. B. die Leitschaufeln 54 und 60, die Laufschaufeln 62, die Endwände 64, die Plattformen 68, die Dichtungen 72, die Deckbänder 74 usw.). Es ist ersichtlich, dass elektromagnetische Strahlung von der Laufschaufel 56 abgegeben und durch das Pyrometriesystem 36 als Breitband-Strahlungssignal 80 erfasst werden kann. Ein solches Strahlungssignal 80 kann Strahlung mit einer Wellenlänge im Infrarotbereich und/oder im sichtbaren Bereich des elektromagnetischen Spektrums umfassen.
Da die Verbrennungsprodukte 48 zwischen der Sichtöffnung 40 und der Laufschaufel 56 strömen können, werden möglicherweise nur bestimmte Wellenlängenbänder an das Abbildungssystem 36 übermittelt. Zum Beispiel absorbieren und emittieren bestimmte Arten von Verbrennungsprodukten wie Wasserdampf und Kohlendioxid Strahlung in einem großen Wellenlängenbereich. Daher erreicht beim Betrieb der Gasturbine 10 nur ein Teil der von der Laufschaufel 56 emittierten Wellenlängen das Pyrometriesystem 36 mit ausreichender Intensität und vernachlässigbarer Interferenz, so dass eine genaue Intensitätsmessung möglich ist. Folglich kann das Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein, die Intensität bestimmter Wellenlängen zu messen, die das Gas 48 mit größerer Wahrscheinlichkeit ohne wesentliche Absorption oder Interferenz passieren, um die Emissivität und/oder Temperatur der Laufschaufel 56 zu ermitteln. Wellenlängen im roten Teil des sichtbaren Spektrums und/oder im Nahinfrarot-Spektrum können zum Beispiel die Verbrennungsprodukte 48 mit weniger Absorption passieren als andere Frequenzbereiche. Derartige Frequenzbereiche können daher bei bestimmten Ausführungsformen zur Ermittlung der Emissivität und/oder Temperatur genutzt werden. Es sollte allerdings beachtet werden, dass bei anderen Ausführungsformen die Intensität der elektromagnetischen Strahlung in anderen Bereichen des sichtbaren, Infrarot- oder Ultraviolettspektrums gemessen werden kann.
Es ist ersichtlich, dass die Temperatur einer Komponente durch Messen der Intensität der elektromagnetischen Strahlung ermittelt werden kann, die die Komponente mit einer bestimmten Wellenlänge abgibt. Ausgehend von der Annahme, dass die Emissivität gleich eins ist (hypothetischer Schwarzer Körper), kann das plancksche Strahlungsgesetz dazu verwendet werden, aus einer gemessenen Strahlungsintensität die Temperatur zu ermitteln. Da die Emissivität der tatsächlichen Komponenten jedoch kleiner als eins sein kann, gehen bestimmte Pyrometriesysteme von einem konstanten Emissivitätswert aus. Weil die Emissivität aufgrund einer Anzahl von Faktoren – darunter Temperatur und Wellenlänge – variieren kann, könnte eine derartige Annahme zu ungenauen Temperaturmessungen führen. Die Emissivität einer Turbinenkomponente kann sich zum Beispiel ändern, wenn Ablagerungen von Verbrennungsprodukten 48 sich auf der Komponente ansammeln. Ablagerungen und/oder andere Rückstände können sich darüber hinaus auf der Sichtöffnung 40 ansammeln, wodurch die von der Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 empfangene Strahlungsintensität reduziert wird. Verbrennungsprodukte wie Ruß können außerdem das Strahlungssignal von der Komponente verunreinigen. Wie im Folgenden ausführlich erörtert, können Turbinenkomponenten mit einer Wärmedämmschicht (WDS) von Abplatzen betroffen sein. Dabei handelt es sich um einen Zustand, bei dem Teile der WDS sich von der Oberfläche der Komponente ablösen, so dass das Grundmaterial freigelegt wird. Die Emissivität des Grundmaterials kann deutlich höher sein als die Emissivität der WDS. Folglich können Pyrometriesysteme, die von einer konstanten Emissivität ausgehen, in Bezug auf von Abplatzen betroffene Turbinenkomponenten ungenaue Temperaturmessungen liefern. Beispielsweise kann ein Pyrometriesystem eine erhöhte Strahlungsintensität von einer Turbinenkomponente mit einem abgeplatzten Bereich erkennen. Da die Pyrometriesysteme von heute nicht in der Lage sind, zwischen erhöhten Temperaturen und erhöhter Emissivität zu unterscheiden, melden derartige Pyrometriesysteme in diesem Fall eine höhere Temperatur.
Bei der gezeigten Ausführungsform ist das Multispektral-Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet, die Emissivität der Turbinenkomponente zu ermitteln, wodurch genaue Temperaturberechnungen erleichtert werden und es ermöglicht wird, dass der Regler 46 Abplatzen auf der Oberfläche der Komponente erkennt. Genauer ausgedrückt, ist das Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet, ein Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale aufzuteilen und die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals zu messen. Bei einer derartigen Konfiguration kann der Regler 46 mithilfe von Mehrkanal-Algorithmen dazu in der Lage sein, eine sichtbar effektive Emissivität der Turbinenkomponente zu berechnen, so dass die Temperatur genauer ermittelt werden kann. Da außerdem die Emissivität des Grundmaterials deutlich höher sein kann als die Emissivität der WDS, kann der Regler 46 Abplatzen auf der Oberfläche der Turbinenkomponente entdecken, indem er Bereiche mit erhöhter Emissivität erkennt.
Wie gezeigt, passiert das Breitband-Strahlungssignal 80 als Erstes einen optischen Kollimator 82, der die von der Laufschaufel 56 emittierte Strahlung in einen kollimierten Strahl 84 umwandelt. Der kollimierte Strahl 84 passiert dann eine Reihe dichroitischer Spiegel 86, 88 und 90, wobei das Breitband-Strahlungssignal 80 in eine Reihe von Schmalband-Strahlungssignalen umgewandelt wird. Dichroitische Spiegel verfügen über eine reflektierende Oberfläche, die dazu dient, Strahlung einer gewünschten Wellenlänge zu reflektieren, während die restliche Strahlung den Spiegel passieren kann. Genauer ausgedrückt, verfügt der erste dichroitische Spiegel 86 über eine Beschichtung 92, die dazu dient, Schmalbandstrahlung zu reflektieren. Die reflektierte Strahlung kann zum Beispiel in einem Wellenlängenbereich von unter circa 200, 150, 100, 50, 30, 20, 10, 5, 3, 1 nm oder darunter liegen. Die Strahlung 96, die den ersten dichroitischen Spiegel 86 passiert, kann in einem Wellenlängenbereich liegen, der jede Wellenlänge des kollimierten Strahls 84 umfasst, mit Ausnahme der durch den ersten dichroitischen Spiegel 86 reflektierten Wellenlängen.
Die Strahlung, die dem Schmalband-Strahlungssignal 94 entspricht, kann dann eine optische Vorrichtung 98 passieren – beispielsweise einen Spiegel oder ein Prisma – die die Strahlung zum Detektor 44 lenkt. Vor Erreichen des Detektors 44 kann die Strahlung eine Linse 100 passieren, die das Schmalband-Strahlungssignal 94 auf den Detektor 44 fokussiert. Bei bestimmten Ausführungsformen können die optische Vorrichtung 98 und/oder die Linse 100 einen Filter umfassen, der dazu dient, das Wellenlängenband des Strahlungssignals 94 noch schmaler zu machen. Zum Beispiel kann durch die optische Vorrichtung 98 und/oder die Linse 100 der Wellenlängenbereich auf unter circa 200, 150, 100, 50, 30, 20, 10, 5, 3, 1 nm oder noch weniger verkleinert werden.
Strahlung 96 mit Wellenlängen, die nicht durch den ersten dichroitischen Spiegel 86 reflektiert werden, passiert den ersten Spiegel 86 und fällt auf den zweiten dichroitischen Spiegel 88. Ähnlich dem ersten dichroitischen Spiegel 86, dient der zweite dichroitische Spiegel 88 dazu, Schmalbandstrahlung zu reflektieren und gleichzeitig die verbleibenden Wellenlängen passieren zu lassen. Die reflektierte Strahlung kann dann auf ähnliche Weise zum Detektor 44 gelenkt werden, wie die bereits mit Bezug auf den ersten dichroitischen Spiegel 86 beschriebene Strahlung. Der dichroitische Spiegel 90 kann eine ähnliche Funktion haben, um dem Detektor 44 Strahlung zuzuführen, die einem weiteren Schmalband-Strahlungssignal entspricht. Bei dieser Konfiguration empfängt der Detektor 44 drei Schmalband-Strahlungssignale 94, jedes mit einem anderen Wellenlängenbereich. Obwohl in der gezeigten Ausführungsform drei dichroitische Spiegel 86, 88 und 90 verwendet werden, um das Breitband-Strahlungssignal 80 in drei Schmalband-Strahlungssignale 94 zu teilen, sollte beachtet werden, dass bei alternativen Ausführungsformen mehr oder weniger dichroitische Spiegel zum Einsatz kommen können. Bestimmte Ausführungsformen können zum Beispiel 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 oder mehr dichroitische Spiegel umfassen, um das Breitband-Strahlungssignal 80 in eine entsprechende Anzahl von Schmalband-Strahlungssignalen 94 zu teilen.
Wie bereits erörtert, dienen die Linsen 100 dazu, die Schmalband-Strahlungssignale 94 auf den Detektor 44 zu fokussieren. Bei der dargestellten Konfiguration wird ein einziger Detektor 44 dazu verwendet, ein Signal auszugeben, das Aufschluss über die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals 94 gibt. Dementsprechend ist jede Linse 100 dafür eingerichtet, jedes Schmalband-Strahlungssignal 94 auf einen entsprechenden Bereich des Detektors 44 zu fokussieren, wobei diese Bereiche sich nicht überschneiden. Auf diese Weise kann durch den Detektor 44 die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals 94 überwacht werden. Bei bestimmten Ausführungsformen können mehrere Detektoren 44 eingesetzt werden, um die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals 94 zu überwachen. Zum Beispiel kann jedes Schmalband-Strahlungssignal 94 auf einen anderen Detektor 44 fokussiert werden. Bei einer solchen Konfiguration kann jeder Detektor 44 eine Fotodiode enthalten, die dazu dient, ein Signal auszugeben, das Aufschluss über die aggregierte Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals 94 gibt.
Obwohl die gezeigte Wellenlängenteilungsvorrichtung dichroitische Spiegel enthält, um das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale zu teilen, sollte beachtet werden, dass bei anderen Ausführungsformen andere Wellenlängenteilungsvorrichtungen verwendet werden können. Bei bestimmten Ausführungsformen kann die Wellenlängenteilungsvorrichtung zum Beispiel einen Signalsplitter enthalten, der dazu dient, das Breitband-Strahlungssignal in mehrere duplizierte Schmalband-Strahlungssignale zu teilen, und kann außerdem mehrere Schmalbandfilter enthalten, die dazu dienen, ein entsprechendes dupliziertes Strahlungssignal zu empfangen und das entsprechende duplizierte Strahlungssignal zu filtern, um ein entsprechendes Schmalband-Strahlungssignal zu erhalten. Bei weiteren Ausführungsformen kann die Wellenlängenteilungsvorrichtung ein Prisma zur Mehrkanal-Wellenlängentrennung umfassen, das dazu dient, das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale aufzuteilen. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Detektor 44 mehrere Detektorelemente enthalten, so dass Signale erzeugt werden können, die Aufschluss über eine zweidimensionale Intensitätskarte geben. Bei derartigen Ausführungsformen kann die Wellenlängenteilungsvorrichtung eine Filtermaske mit mehreren Schmalbandfiltern umfassen, wobei jeder Schmalbandfilter optisch mit einem entsprechenden Detektorelement des Detektors kommuniziert.
Während sich die Turbinenlaufschaufeln 56 in Umfangsrichtung 52 drehen, tastet die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 eine Sichtlinie (line of sight, LOS) 102 quer über jede Laufschaufel 56 ab. Es ist nachvollziehbar, dass der Winkel der Sichtlinie 102 zumindest zum Teil von der Position und Ausrichtung der Sichtöffnung 40 und der optischen Verbindung 38 abhängt. Bei bestimmten Ausführungsformen ist jede Turbinenlaufschaufel 56 mit einer WDS beschichtet, um das Grundmaterial vor den heißen Abgasen 48 zu schützen, die durch die Turbine 18 strömen. Unglücklicherweise können sich im Lauf der Zeit Teile der WDS vom Grundmaterial lösen, wodurch Bereiche entstehen, die von Abplatzen 104 betroffen sind. Da das Grundmaterial eine wesentlich höhere Emissivität aufweisen kann als die WDS, können die von Abplatzen 104 betroffenen Bereiche mehr Strahlung emittieren als der Rest der mit Wärmedämmung beschichteten Laufschaufel 56. Der Detektor 44 gibt folglich Signale aus, die auf eine höhere Intensität hinweisen, wenn die Sichtlinie 102 den von Abplatzen 104 betroffenen Bereich kreuzt.
Wie bereits erörtert, ist der Detektor 44 dafür eingerichtet, die Schmalband-Strahlungssignale 94 zu empfangen und Signale auszugeben, die auf die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals hinweisen. Bei der gezeigten Ausführungsform ist der Detektor 44 dafür eingerichtet, drei Schmalband-Strahlungssignale, mit unterschiedlichen Wellenlängenbereichen zu empfangen. Der Detektor 44 ist demzufolge dafür eingerichtet, erste Signale 106 auszugeben, die über die Intensität des ersten Schmalband-Strahlungssignals Aufschluss geben, zweite Signale 108 auszugeben, die über die Intensität des zweiten Schmalband-Strahlungssignals Aufschluss geben, und dritte Signale 110 auszugeben, die über die Intensität des dritten Schmalband-Strahlungssignals Aufschluss geben. Wie gezeigt, variiert die Intensität jedes Schmalband-Strahlungssignals im Lauf der Zeit, während die Turbinenlaufschaufel 56 sich dreht. Genauer ausgedrückt, nimmt die Intensität zu, wenn die Sichtlinie 102 den von Abplatzen 104 betroffenen Bereich kreuzt, und zwar aufgrund der höheren Emissivität des Grundmaterials. Aus diesem Grund umfasst jedes Signal 106, 108 und 110 ein lokales Maximum, das dem von Abplatzen 104 betroffenen Bereich auf der Laufschaufel 56 entspricht.
Wie bereits erörtert, erreicht nur ein Teil der von der Laufschaufel 56 emittierten Wellenlängen das Pyrometriesystem 36 mit ausreichender Intensität und vernachlässigbarer Interferenz, so dass eine genaue Intensitätsmessung möglich ist. Folglich kann das Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein, die Intensität bestimmter Wellenlängen zu messen, die das Gas 48 mit größerer Wahrscheinlichkeit ohne wesentliche Absorption oder Interferenz passieren, um die Emissivität und/oder Temperatur der Laufschaufel 56 zu ermitteln. Bei der gezeigten Ausführungsform können die ersten Signale 106 eine Strahlungsintensität mit einem Wellenlängenbereich von circa 1000 bis 1100 nm, 1025 bis 1075 nm, 1050 bis 1070 nm oder circa 1064 nm repräsentieren. Die zweiten Signale 108 können eine Strahlungsintensität mit einem Wellenlängenbereich von circa 1200 bis 1300 nm, 1225 bis 1275 nm, 1240 bis 1260 nm oder circa 1250 nm repräsentieren. Die dritten Signale 110 können eine Strahlungsintensität mit einem Wellenlängenbereich von circa 1550 bis 1650 nm, 1575 bis 1625 nm, 1590 bis 1610 nm oder circa 1600 nm repräsentieren. Es ist nachvollziehbar, dass bei anderen Ausführungsformen andere Wellenlängenbereiche im sichtbaren und/oder Infrarotspektrum verwendet werden können. Bestimmte Ausführungsformen können zum Beispiel dafür eingerichtet sein, Strahlung mit einem Wellenlängenbereich von circa 600 bis 700 nm und/oder 2100 bis 2300 nm zu überwachen. Es ist außerdem nachvollziehbar, dass zwar bei der gezeigten Ausführungsform drei Wellen-längenbereiche überwacht werden, aber bei alternativen Ausführungsformen 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 oder mehr Wellenlängen verwendet werden können, um die Emissivität und/oder Temperatur der Turbinenkomponente zu ermitteln.
Bei der gezeigten Ausführungsform ist der Regler 46 dafür eingerichtet, die Signale 106, 108 und 110 zu empfangen und die Temperatur und/oder Emissivität der Turbinenkomponente auf der Basis der Signale zu ermitteln. Der Regler 46 kann beispielsweise dafür eingerichtet sein, eine Temperatur 112 mithilfe von Mehrkanal-Algorithmen zu berechnen, die Variationen der Emissivität berücksichtigen. Folglich kann die Temperatur 112 genauer sein als Temperaturberechnungen auf der Basis der Messung einer einzigen Wellenlänge. Wie gezeigt, ist die Temperatur als Kurvenbild 114 dargestellt, mit einer x-Achse 116, die die Zeit repräsentiert und einer y-Achse 118, die die Temperatur repräsentiert. Eine Kurve 120 stellt die Temperatur der Turbinenlaufschaufel 56 als eine Funktion der Zeit dar. Da die Turbinenlaufschaufel 56 sich in Umfangsrichtung 52 dreht, gibt die Zeit, dargestellt durch die x-Achse 116, Aufschluss über die Position entlang der Sichtlinie 102. Folglich stellt die Kurve 120 eine eindimensionale Temperaturverteilung quer über die Sichtlinie 102 dar. Wie im Folgenden ausführlich erörtert, zeigt das Kurvenbild 114, dass die Temperatur quer über die Sichtlinie 102 im Wesentlichen konstant ist, was darauf hinweist, dass die Temperatur des von Abplatzen 104 betroffenen Bereichs nicht wesentlich höher als die Temperatur des umgebenden, mit Wärmedämmung beschichtetem Teils der Turbinenlaufschaufel 56 ist.
Der Regler 46 ist außerdem dafür eingerichtet, die Emissivität 122 mithilfe von Mehrkanal-Algorithmen auf der Basis der Signale 106, 108 und 110 zu berechnen. Wie gezeigt, ist die Emissivität als Kurvenbild 124 dargestellt, mit einer x-Achse 126, die die Zeit repräsentiert und einer y-Achse 128, die die Emissivität repräsentiert. Eine Kurve 130 stellt die Emissivität der Turbinenlaufschaufel 56 als eine Funktion der Zeit dar. Da die Turbinenlaufschaufel 56 sich in Umfangsrichtung 52 dreht, gibt die Zeit, dargestellt durch die x-Achse 126, Aufschluss über die Position entlang der Sichtlinie 102. Folglich stellt die Kurve 130 eine eindimensionale Emissivitätsverteilung quer über die Sichtlinie 102 dar. Wie dargestellt, umfasst die Emissivitätskurve 130 ein lokales Maximum 132, das der Position des von Abplatzen 104 betroffenen Bereichs entspricht. Wie bereits erörtert, kann die erhöhte Emissivität eine Folge der unterschiedlichen Emissivität von WDS und Grundmaterial sein. Aus diesem Grund kann der Regler 46 so eingerichtet sein, dass er einen von Abplatzen 104 betroffenen Bereich automatisch durch Erkennen eines lokalen Maximums 132 in der Emissivitätskurve 130 entdeckt. Beispielsweise kann der Regler 46 Abplatzen erkennen, wenn die Emissivität einen Schwellenschwert überschreitet.
Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Regler 46 auch dafür eingerichtet sein, eine übermäßig hohe Temperatur (z. B., wenn die Temperaturkurve 120 einen Schwellenschwert überschreitet) zu erkennen und einen Bediener über diesen Zustand zu benachrichtigen und/oder die Turbine 10 automatisch abzuschalten. Wenn zum Beispiel die Kühllöcher der Turbinenlaufschaufel 56 verstopft sind, kann die Temperatur der Laufschaufel ansteigen. Der Regler 46 kann dafür eingerichtet sein, einen derartigen Zustand zu erkennen, wodurch die Möglichkeit, dass ein übermäßiger Verschleiß der Turbinenlaufschaufel eintritt, reduziert oder eliminiert wird. Da der Regler 46 dafür eingerichtet ist, Variationen der Emissivität bei der Temperaturberechnung zu berücksichtigen, ist der Regler in der Lage, zwischen Variationen der Temperatur und der Emissivität zu unterscheiden. Bei den Kurvenbildern 114 und 124 kann die Emissivität beispielsweise auf einen von Abplatzen 104 betroffenen Bereich hinweisen, aber die Temperatur kann unterhalb eines gewünschten Toleranzwerts bleiben. Der Regler 46 kann folglich einen Bediener über das entdeckte Abplatzen informieren, dabei aber die Turbine 18 in Betrieb lassen. Im Gegensatz dazu könnte ein Pyrometriesystem, das für die Messung von Strahlung in einem festgelegten Wellenlängenbereich eingerichtet ist, die erhöhte Strahlungsintensität von der abgeplatzten Turbinenlaufschaufel 56 erkennen und eine erhöhte Temperatur melden. Folglich könnten ein Bediener oder ein automatisches System die Turbine unnötigerweise abschalten, um die Ursache für die erhöhte Temperatur festzustellen. Da bei dem gezeigten Pyrometriesystem 36 Mehrkanalverfahren zur Berechnung von Temperatur und Emissivität eingesetzt werden, können solche ungenauen Temperaturmessungen wesentlich reduziert oder möglicherweise eliminiert werden, was die Verfügbarkeit der Turbine 10 erhöht.
Im Vorangehenden wurde zwar eine eindimensionale Sichtlinie 102 beschrieben, aber es sollte beachtet werden, dass das Multispektral-Pyrometriesystem 36 dafür eingerichtet sein kann, zweidimensionale Bilder jeder Turbinenlaufschaufel 56 zu erfassen, während sich die Laufschaufeln in Umfangsrichtung 52 drehen. Bei bestimmten Ausführungsformen kann zum Beispiel ein Sichtfeld die Oberfläche der Laufschaufel 56 überqueren, wodurch das Multispektral-Pyrometriesystem 36 in die Lage versetzt wird, mehrere zweidimensionale Bilder zu erfassen. Ahnlich wie bei der bereits beschriebenen Sichtlinie 102, kann die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 jedes zweidimensionale Bild in mehrere Schmalbandbilder teilen, wodurch das Ermitteln einer zweidimensionalen Temperaturkarte und/oder einer zweidimensionalen Emissivitätskarte erleichtert wird.
4 ist ein Schemadiagramm einer Ausführungsform des Multispektral-Pyrometriesystems 36 mit einem Regler, der dafür eingerichtet ist, eine zweidimensionale Temperaturkarte der Turbinenkomponente und/oder einen von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente zu ermitteln. Wie gezeigt, ist die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 auf die Turbinenlaufschaufel 56 gerichtet, so dass ein Sichtfeld 134 die Laufschaufel umgibt. Ähnlich wie bei der vorangehend mit Bezug auf 3 beschriebenen Ausführungsform, ist die Wellenlängenteilungsvorrichtung 42 dafür eingerichtet, ein Breitband-Strahlungssignal (z. B. ein Bild) der Turbinenlaufschaufel 56 in mehrere Schmalbandbilder aufzuteilen (z. B. mithilfe einer Reihe von dichroitischen Spiegeln). Der Detektor 44 ist dafür eingerichtet, die Schmalbandbilder zu empfangen und Signale auszugeben, die Aufschluss über eine zweidimensionale Intensitätskarte jedes Schmalbandbildes geben. Der Regler 46 ist wiederum dafür eingerichtet, die Signale zu empfangen und auf der Basis der Signale eine zweidimensionale Temperatur- und/oder Emissivitätskarte der Turbinenkomponente zu ermitteln.
Bei der gezeigten Ausführungsform ist der Regler 46 dafür eingerichtet, eine zweidimensionale Temperaturkarte 136 der Turbinenlaufschaufel 56 auszugeben. Ähnlich der bereits mit Bezug auf 3 beschriebenen eindimensionalen Temperaturmessung, können die Temperaturen aus der zweidimensionalen Temperaturkarte 136 genauer sein als Temperaturen, die mit einem Pyrometer für eine einzige Wellenlänge gemessen werden. Genauer ausgedrückt, wird der Regler durch das Messen der Intensität mehrerer Schmalbandbilder in die Lage versetzt, Variationen der Emissivität zu berücksichtigen, wodurch eine genauere zweidimensionale Temperaturkarte bereitgestellt werden kann. Durch die zweidimensionale Temperaturkarte können ein Bediener oder ein automatisches System in die Lage versetzt werden, thermische Beanspruchung in der Komponente durch Messen eines thermischen Gradienten quer über die Turbinenkomponente zu ermitteln. Das Pyrometriesystem 36 kann auch dafür eingerichtet sein, einen Bediener zu benachrichtigen und/oder die Turbine 10 automatisch abzuschalten, wenn die Temperatur der Komponente einen Schwellenwert überschreitet.
Der Regler 46 kann weiter dafür eingerichtet sein, eine zweidimensionale Emissivitätskarte 138 der Turbinenlaufschaufel 56 auszugeben. Wie bereits erörtert, kann die Emissivität des Grundmaterials der Turbinenlaufschaufel höher sein als die Emissivität der WDS. Folglich kann es möglich sein, von Abplatzen betroffene Bereiche auf der Laufschaufel 56 als Bereiche erhöhter Emissivität zu erkennen. Wie beispielsweise in der zweidimensionalen Emissivitätskarte 138 gezeigt, entspricht ein Bereich 140 hoher Emissivität im Wesentlichen dem von Abplatzen 104 betroffenen Bereich der Laufschaufel 56. Bei bestimmten Ausführungsformen kann der Regler 46 dafür eingerichtet sein, den von Abplatzen betroffenen Bereich auf der Basis der zweidimensionalen Emissivitätskarte 138 zu messen. Wenn die Emissivität in diesem Bereich einen Schwellenwert übersteigt, kann der Regler 46 einen Bediener informieren und/oder die Turbine 10 automatisch abschalten, um möglichen übermäßigen Verschleiß in Verbindung mit dem Verlust der WDS wesentlich zu reduzieren oder zu eliminieren.
5 ist ein Flussdiagramm eines Verfahrens 142 zum Erkennen von Abplatzen auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente. Als Erstes wird bei Block 144 ein Breitband-Strahlungssignal von der Turbinenkomponente empfangen. Als Nächstes wird bei Block 146 das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale geteilt. Zum Beispiel kann eine Wellenlängenteilungsvorrichtung eingesetzt werden, bei der mehrere dichroitische Spiegel verwendet werden, um das Breitband-Strahlungssignal in mehrere Schmalband-Strahlungssignale zu teilen. Anschließend wird bei Block 148 die Emissivität der Turbinenkomponente auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale ermittelt. Beispielsweise können bei einem Regler Mehrkanal-Algorithmen zum Berechnen einer sichtbar-effektiven Emissivität der Turbinenkomponente verwendet werden. Als Nächstes wird bei Block 150 auf der Basis der Emissivität Abplatzen auf der Oberfläche der Turbinenkomponente erkannt. Wie bereits erörtert, kann die Emissivität des Grundmaterials höher sein als die Emissivität der WDS. Folglich können von Abplatzen betroffene Bereiche als Bereiche der Laufschaufel mit lokal erhöhter Emissivität erkannt werden.
Bei bestimmten Ausführungsformen kann das Multispektral-Pyrometriesystem dafür eingerichtet sein, zweidimensionale Intensitätskarten der Turbinenkomponente zu erfassen. Bei derartigen Ausführungsformen wird – wie bei Block 152 – auf der Basis der Emissivität ein von Abplatzen betroffener Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente ermittelt. Wenn die Emissivität in diesem Bereich einen Schwellenwert übersteigt, kann ein Bediener über den Zustand informiert und/oder die Turbine 10 automatisch abgeschaltet werden, um möglichen übermäßigen Verschleiß in Verbindung mit dem Verlust der WDS wesentlich zu reduzieren oder zu eliminieren. Abschließend wird bei Block 154 die Temperatur der Turbinenkomponente auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale ermittelt. Da das Multispektral-Pyrometriesystem bei der Temperaturberechnung Variationen der Emissivität berücksichtigt, kann die Temperaturermittlung wesentlich genauer sein als Temperaturen, die durch Pyrometer für eine einzige Wellenlänge ermittelt werden. Bestimmte Ausführungsformen können außerdem dafür eingerichtet sein, eine zweidimensionale Temperaturkarte der Turbinenkomponente zu erzeugen, wodurch das Messen thermischer Beanspruchung in der Komponente erleichtert wird.
In dieser schriftlichen Beschreibung werden Beispiele zur Offenbarung der Erfindung verwendet – darunter die bevorzugte (beste) Ausführungsform (best mode) – die auch dazu dienen sollen, alle Fachleute in die Lage zu versetzen, die Erfindung anzuwenden, eingeschlossen die Herstellung und Verwendung jeder Vorrichtung oder jedes Systems sowie die Durchführung jedes enthaltenen Verfahrens. Der patentierbare Schutzbereich der Erfindung ist durch die Patentansprüche definiert und kann andere Beispiele einschließen, wie sie Fachleuten einfallen könnten. Derartige andere Beispiele sollen in dem Schutzbereich der Ansprüche eingeschlossen sein, wenn diese Beispiele strukturelle Elemente aufweisen, die nicht von der wörtlichen Bedeutung der Ansprüche abweichen, oder wenn sie gleichwertige strukturelle Elemente mit unwesentlichen Unterschieden zur wörtlichen Bedeutung der Ansprüche aufweisen.
Bei einer Ausführungsform umfasst eine Anlage 10 ein Multispektral-Pyrometriesystem 36, das dafür eingerichtet ist, ein Breitband-Strahlungssignal 80 von einer Turbinenkomponente 56 zu empfangen und das Breitband-Strahlungssignal 80 in mehrere Schmalband-Strahlungssignale 94 zu teilen, auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale 94 die Emissivität der Turbinenkomponente 56 zu ermitteln und auf der Basis der Emissivität 122 Abplatzen 104 auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente 56 zu erkennen.
Bezugszeichenliste

10: Gasturbinenanlage
12: Kraftstoffeinspritzdüse
14: Kraftstoffzufuhr
16: Brennkammer
18: Turbine
19: Welle
20: Abgasauslass
22: Verdichter
24: Einlass
26: Last
28
30: Luft
32: Verdichtete Luft
34: Kraftstoff-Luft-Gemisch
36: Multispektral-Pyrometriesystem
38: Optische Verbindung
40: Sichtöffnung
42: Wellenlängenteilungsvorrichtung
44: Detektor
46: Regler
48: Abgase
50: Axialrichtung
52: Umfangsrichtung
54: Leitschaufel der ersten Stufe
56: Laufschaufel der ersten Stufe
58: Turbinenlaufrad
60: Leitschaufel der zweiten Stufe
62: Laufschaufel der zweiten Stufe
64: Endwand
66: Radialrichtung
68: Plattform
70: Schaft
72: Dichtung (angel wing)
74: Turbinendeckband
76: Erste optische Verbindung
78: Zweite optische Verbindung
79: Dritte optische Verbindung
80: Breitband-Strahlungssignal
82: Optischer Kollimator
84: Kollimierter Strahl
86: Erster dichroitischer Spiegel
88: Zweiter dichroitischer Spiegel
90: Dritter dichroitischer Spiegel
92: Reflektierende Beschichtung
94: Schmalband-Strahlungssignal
96: Strahlung
98: Optische Vorrichtung
100: Linse
102: Sichtlinie
104: Abplatzen
106: Erstes Signal
108: Zweites Signal
110: Drittes Signal
112: Temperatur
114: Kurvenbild
116: X-Achse
118: Y-Achse
120: Kurve
122: Emissivität
124: Kurvenbild
126: X-Achse
128: Y-Achse
130: Kurve
132: Lokales Maximum
134: Sichtfeld
136: Zweidimensionale Temperaturkarte
138: Zweidimensionale Emissivitätskarte
140: Hochemissiver Bereich
142: Verfahrens-Flussdiagramm
144: Siehe Flussdiagramm
146: Siehe Flussdiagramm
148: Siehe Flussdiagramm
150: Siehe Flussdiagramm
152: Siehe Flussdiagramm
154: Siehe Flussdiagramm

Claims

Anlage (10), die umfasst: ein Multispektral-Pyrometriesystem (36), das dafür eingerichtet ist, ein Breitband-Strahlungssignal (80) von einer Turbinenkomponente (56) zu empfangen, das Breitband-Strahlungssignal (80) in mehrere Schmalband-Strahlungssignale (94) zu teilen, die Emissivität (122) der Turbinenkomponente (56) auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale (94) zu ermitteln, und auf der Basis der Emissivität (122) Abplatzen (104) auf einer Oberfläche der Turbinenkomponente (56) zu erkennen.
Anlage (10) nach Anspruch 1, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, die Temperatur (112) der Turbinenkomponente (56) auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale (94) zu ermitteln.
Anlage (10) nach Anspruch 2, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, eine zweidimensionale Temperaturkarte (136) der Turbinenkomponente (56) auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale (94) zu ermitteln.
Anlage (10) nach Anspruch 1, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, das Breitband-Strahlungssignal (80) in zumindest drei Schmalband-Strahlungssignale (94) zu teilen.
Anlage (10) nach Anspruch 4, wobei ein erstes Schmalband-Strahlungssignal (94) einen Wellenlängenbereich von circa 1000 bis 1100 nm umfasst, ein zweites Schmalband-Strahlungssignal (94) einen Wellenlängenbereich von circa 1200 bis 1300 nm umfasst und ein drittes Schmalband-Strahlungssignal (94) einen Wellenlängenbereich von circa 1550 bis 1650 nm umfasst.
Anlage (10) nach Anspruch 1, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) eine Wellenlängenteilungsvorrichtung (42) umfasst, die dafür eingerichtet ist, das Breitband-Strahlungssignal (80) in mehrere Schmalband-Strahlungssignale (94) zu teilen, wobei die Wellenlängenteilungsvorrichtung (42) mehrere dichroitische Spiegel (86, 88, 90) umfasst.
Anlage (10) nach Anspruch 1, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, eine zweidimensionale Emissivitätskarte (138) der Turbinenkomponente (56) auf der Basis der Schmalband-Strahlungssignale (94) zu ermitteln.
Anlage (10) nach Anspruch 7, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, einen von Abplatzen (104) betroffenen Bereich auf der Oberfläche der Turbinenkomponente (56) auf der Basis der Emissivität (122) zu ermitteln.
Anlage (10) nach Anspruch 1, die eine Turbine (18) umfasst, die die Turbinenkomponente (56) und eine Sichtöffnung (40) in die Turbine (18) enthält, wobei das Multispektral-Pyrometriesystem (36) dafür eingerichtet ist, mithilfe eines Glasfaserkabels oder eines optischen Abbildungssystems optisch mit der Sichtöffnung (40) verbunden zu sein.
Anlage (10) nach Anspruch 1, wobei die Turbinenkomponente (56) eine Laufschaufel (56, 62), eine Leitschaufel (54, 60), eine Endwand (64), eine Plattform (68), eine Dichtung (angel wing) (72) oder ein Deckband (74) umfasst.