EP2805058B1 - VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER - Google Patents

VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER Download PDF

Info

Publication number
EP2805058B1
EP2805058B1 EP12806422.7A EP12806422A EP2805058B1 EP 2805058 B1 EP2805058 B1 EP 2805058B1 EP 12806422 A EP12806422 A EP 12806422A EP 2805058 B1 EP2805058 B1 EP 2805058B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
compressor
sensors
parameters
fluid
detect
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
EP12806422.7A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP2805058A1 (de
Inventor
Claus Grewe
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Priority to EP12806422.7A priority Critical patent/EP2805058B1/de
Publication of EP2805058A1 publication Critical patent/EP2805058A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP2805058B1 publication Critical patent/EP2805058B1/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
    • F04D27/001—Testing thereof; Determination or simulation of flow characteristics; Stall or surge detection, e.g. condition monitoring

Definitions

  • the invention relates to a method for avoiding pump surges in a compressor, in which a plurality of characteristics of the compressor is monitored during operation and a setpoint range for the plurality of characteristics is predetermined, wherein when exceeding or falling below a number of parameters from the setpoint range a counteracting the pump surge reaction is triggered. It further relates to a compressor and a turbomachine with a compressor and a control device, which is connected to the data input side with a plurality of sensors, which are designed to detect characteristics during operation.
  • Compressors especially gas turbines, tend to pump under certain operating conditions. If the counter-pressure in the direction of flow becomes too great, then the compressor can no longer convey air and the direction of flow reverses locally or even completely. With local backflow, a portion of the air trapped in the compressor and rotates with the blades with. One speaks of a rotating separation of the flow (rotating stall). In contrast, in the so-called compressor surge (deep surge) the medium completely flows back - it comes to a vehement shock opposite to the thrust direction.
  • the compressor map which typically represents the pressure ratio between inlet and outlet pressures versus flow rate, is divided by the surge line into a stable and an unstable region. Pumping occurs when the operating points of the compressor fall into the unstable range by reducing the flow rate (throughput) or by increasing the final pressure (delivery head).
  • a surge margin is defined in the control electronics or software of a control device of the turbomachine, which is sufficiently far away from the surge limit in operation at design conditions.
  • a surge margin is defined in the control electronics or software of a control device of the turbomachine, which is sufficiently far away from the surge limit in operation at design conditions.
  • real conditions such as. B. with decreasing power frequency, high ambient temperatures and / or air humidity, low calorific values of fuels, but also by aging, contamination or damage to the compressor, it may happen that the surge line reaches the operating characteristic or even falls below. This then leads to immediate pumping of the compressor.
  • a compressor pressure ratio limiting regulator is therefore often used.
  • Such a controller looks at characteristics of the compressor (pressure ratio, line frequency, Vorleitschaufelhorn and ambient conditions such as temperature and humidity) and compares these with allowable values from a compressor-specific Surge limit map. If the current operating point of the surge limit approaches, ie if it exceeds or falls below a predetermined setpoint range, a reaction counteracting the pump surge is triggered.
  • a disadvantage of both mentioned methods is that they do not take into account aging, massive contamination or damage to the compressor and thus can no longer reliably prevent pumping of the compressor as the running time of the turbomachine increases.
  • the invention is therefore based on the object to provide a method for preventing pump surges in a compressor, a compressor or a turbomachine, which reliably prevent pumping of the compressor even at relatively high mileage.
  • the object is achieved according to the invention in that the plurality of parameters comprises a parameter associated with the rotary sound of the compressor.
  • the invention is based on the consideration that for a higher mileage of the turbomachine reliable prevention of pump surges should not be used exclusively on predetermined maps and controllable operating variables, but rather current, for preventive detection of impending surge should be used appropriate measures. Predictive detection would be possible if an approximation to the surge limit in the form of the rotating stall, ie the rotating flow separation, could already be detected by appropriate measurements. It was recognized that such a flow separation generates vibrations in the compressor stages, which lead to increased pressure pulsations and further vibrations. These pressure pulsations and vibrations change the rotational sound of the compressor, so that a change in the rotary sound indicates predictive an imminent pumping. Therefore, a characteristic associated with the rotational sound of the compressor should be measured and used to avoid pump surges.
  • the measured characteristic assigned to the rotary sound of the compressor is advantageously a vibration amplitude and / or frequency of a component of the turbomachine.
  • the pressure pulsations are also transmitted to the components of the turbomachine.
  • the suitable sensors and encoders are less sensitive to the operating conditions mentioned and thus more durable.
  • the shaft and / or the housing of the turbine and / or the compressor is the shaft and / or the housing of the turbine and / or the compressor. Based on the housing and / or shaft vibrations of turbine and / or compressor, the rotary sound can be determined particularly well with regard to an imminent approach to the surge line particularly well.
  • the characteristics used further include the shaft speed, the compressor discharge pressure and / or the Vorleitschaufel too.
  • the predictive recognition of the pumping can be further improved since the rotary sound can be determined particularly well with the aid of these additional parameters, for example in a computer provided with special evaluation algorithms specifically for the measurement.
  • the counteracting the pump surge reaction comprises a reduction of the target value of the turbine outlet temperature and / or a reduction of the fuel mass flow.
  • a reduction of the setpoint value of the turbine outlet temperature results in the fact that the adjustable pilot vanes of the compressor are opened. This increases the distance to the surge line.
  • the compressor discharge pressure and thus the compressor pressure ratio are reduced as quickly as possible.
  • z. B. through the anti-icing valve of the compressor at the compressor end air are removed. Improving then the air removal via the anti-icing valve can be re-introduced at the compressor inlet. This also reduces the compressor pressure ratio.
  • a turbomachine with a compressor and a control device for carrying out the method described is formed.
  • the turbomachine with a compressor and a control device, which is connected to the data input side with a plurality of sensors, which are designed to detect characteristics during operation
  • the respective sensor is a vibration sensor.
  • This is advantageously designed as a vibrometer.
  • vibrometers which measure accelerations on a piezoelectric basis, such as, for example, the piezoelectric accelerometer CA 901 from Meggitt. This is particularly durable and robust against high temperatures, soiling and compressor washes.
  • the respective sensor of the shaft and / or the housing of the turbine and / or the compressor is assigned.
  • corresponding sensors are advantageously mounted at several points on the circumference of the compressor, ideally in Klingelbohrungen outside, d. H. not in the flow path.
  • a power plant advantageously comprises a turbomachine described.
  • the advantages achieved by the invention are in particular that can be seen by the targeted measurement of the rotational sound of the compressor of a turbomachine approach to the surge line or a rotating stall before an actual pumping occurs.
  • This can be achieved particularly easily by means of corresponding vibration sensors which measure pressure changes of rotating compressor rotor blades of one stage.
  • Other donors shaft speed, compressor discharge, Vorleitschaufel too
  • B. determine a computer with special evaluation algorithms. This also makes it possible to detect foreign objects that can damage the compressor flow path and its parts. Namely, such foreign bodies also lead to a change of the rotary sound. Subsequent damage to components downstream of the compressor can thus be avoided.
  • FIG. 1 shows schematically a section through the upper half of a compressor of a gas turbine.
  • the turbomachine 1 which is shown in detail in FIG. 1, is designed as a gas turbine. From the gas turbine, only the compressor 2 is shown.
  • the compressor 2 comprises guide vanes 6 fixed to a housing 4 and thus fixed, which are located in a flow channel 8 between the compressor inlet 10 and the compressor outlet 12.
  • the first vane 6 in the flow direction of the air is designed as an adjustable guide vane 14. As a result, the air supply can be regulated and throttled in the flow channel 8.
  • blades 18 are each arranged on a shaft.
  • the blades 18 and the guide vanes 6, 14 are each arranged in a star shape in rings in the flow channel 8.
  • a ring of guide vanes 6, 14 together with the following in the flow direction ring of blades 18 each one stage of the compressor. 2
  • vibration sensors 20 are mounted in each 90 ° angularly mounted bell holes that detect mechanical vibrations and thus allow an image of the rotational sound of the compressor 2.
  • the rotary sound is determined by means of an evaluation algorithm 22, which as software on a control device, not shown, for. B. a computer is implemented.
  • an evaluation algorithm 22 which as software on a control device, not shown, for. B. a computer is implemented.
  • the evaluation algorithm go next to the vibration data the vibration sensors 20, the data of further corresponding sensors or sensors. These include the shaft speed, the compressor pressure ratio between compressor inlet 10 and compressor outlet 12, the vane position, the shaft vibration, and the housing vibration at the compressor and turbine.
  • the computer sends signals (binary or analog) to perform appropriate responses to prevent pumping.
  • the reactions include opening the anti-icing valve 24, lowering the turbine exit temperature 26 and reducing the amount of fuel 28. Other measures may also be provided.
  • the reactions can be triggered as needed as a function of the results determined by the evaluation algorithm 22. Thus, for example, only a few of the reactions mentioned can take place or else a majority. Furthermore, messages can be sent to operating personnel 30.
  • Foreign object impacts also trigger messages to the operations control system or to the operating personnel 30. The operations control or personnel can then decide on the measures to be taken, for. B. Shutdown and Diagnosis of the Compressor 2 or the Turbomachine 1.
  • Foreign object impacts that can lead to secondary damage or damage to compressor components can - if they do not occur spontaneously - be detected and reported. On the other hand, spontaneous, severe damage leads to automatic measures in the case of FOD 32 (Foreign Object Detection), such as the shutdown of the gas turbine.
  • FOD 32 Form Object Detection

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter, bei dem eine Mehrzahl von Kenngrößen des Verdichters während des Betriebs überwacht wird und ein Sollwertebereich für die Mehrzahl von Kenngrößen vorgegeben ist, wobei bei Über- oder Unterschreitung einer Anzahl von Kenngrößen aus dem Sollwertebereich eine dem Pumpstoß entgegenwirkende Reaktion ausgelöst wird. Sie betrifft weiter einen Verdichter und eine Strömungsmaschine mit einem Verdichter und einer Steuereinrichtung, die dateneingangsseitig mit einer Mehrzahl von Sensoren verbunden ist, die zur Erfassung von Kenngrößen während des Betriebs ausgebildet sind.
  • Verdichter, insbesondere von Gasturbinen, neigen bei bestimmten Betriebsbedingungen zum Pumpen. Wird der Gegendruck in Richtung Strömung zu groß, dann kann der Verdichter keine Luft mehr fördern und die Strömungsrichtung kehrt sich lokal oder sogar vollständig um. Bei lokalem Rückströmen bleibt ein Teil der Luft im Verdichter gefangen und rotiert mit den Schaufeln mit. Man spricht von einer rotierenden Ablösung der Strömung (rotating stall). Dagegen strömt beim so genannte Verdichterpumpen (deep surge) das Medium vollständig zurück - es kommt zu einem vehementen Stoß entgegengesetzt zur Schubrichtung.
  • Beide aerodynamischen Effekte können schwerwiegende Folgen haben. Während rotierende Ablösungen durch starke Vibrationen zu Materialbrüchen führen können, droht bei einem Pumpstoß das spontane Abreißen ganzer Schaufeln. In jedem Fall wird die Luftströmung zur Brennkammer der Gasturbine unterbrochen, was zum Abschalten derselben führt.
  • Das Verdichterkennfeld, in dem typischerweise das Druckverhältnis zwischen Eintritts- und Enddruck aufgetragen gegen die Fördermenge dargestellt ist, wird durch die Pumpgrenze in einen stabilen und einen instabilen Bereich geteilt. Pumpen tritt auf, wenn die Betriebspunkte des Verdichters durch Verminderung der Fördermenge (Durchsatz) oder durch Anstieg des Enddruckes (Förderhöhe) in den instabilen Bereich geraten.
  • Üblicherweise ist in der Steuerelektronik oder -software einer Steuereinrichtung der Strömungsmaschine ein Pumpgrenzabstand definiert, der im Betrieb bei Auslegungsbedingungen hinreichend weit von der Pumpgrenze entfernt ist. Unter realen Bedingungen, wie z. B. bei absinkender Netzfrequenz, hohen Umgebungstemperaturen und/oder -luftfeuchte, niedrigen Heizwerten der Brennstoffe, aber auch durch Alterung, Verschmutzung oder Beschädigung des Verdichters, kann es dazu kommen, dass die Pumpgrenze die Betriebskennlinie erreicht oder sogar unterschreitet. Dies führt dann zum sofortigen Pumpen des Verdichters.
  • Am Eintritt des Verdichters (Ansaugkonus) sind häufig ein oder mehrere als Differenzdruckschalter ausgestaltete Sensoren installiert, die, sobald die Strömung durch den Verdichter beim Pumpen unterbrochen wird, einen gewissen Grenzwert unterschreiten und das sofortige Abschalten der Gasturbine durch Schließen der Brennstoffventile verursachen. Die Pumpschutzdruckschalter erkennen jedoch keine Annäherung an die Pumpgrenze, sondern verhindern nur das nochmalige Pumpen des Verdichters und gegebenenfalls die mechanische Schädigung des Verdichters durch das sofortige Unterbrechen der Brennstoffzufuhr.
  • In einer Weiterentwicklung wird daher häufig auch ein Verdichterdruckverhältnisbegrenzungsregler eingesetzt. Ein derartiger Regler betrachtet Kenngrößen des Verdichters (Druckverhältnis, Netzfrequenz, Vorleitschaufelstellung und Umgebungsbedingungen wie Temperatur und Luftfeuchte) und vergleicht diese mit zulässigen Werten aus einem verdichterspezifischen Pumpgrenzkennfeld. Nähert sich der aktuelle Betriebspunkt der Pumpgrenze an, d. h. bei Über- oder Unterschreitung eines vorgegebenen Sollwertebereichs, wird eine dem Pumpstoß entgegenwirkende Reaktion ausgelöst.
  • Die US 2009/055071 wird als nächst liegender Stand der Technik angesehen und offenbart alle Merkmale des Oberbegriffs der Ansprüche 1 und 6.
  • Nachteilig ist bei beiden genannten Verfahren jedoch, dass sie keine Alterung, massive Verschmutzung oder Schädigung des Verdichters berücksichtigen und so bei zunehmender Laufzeit der Strömungsmaschine ein Pumpen des Verdichters nicht mehr zuverlässig verhindern können.
  • Weiter ist es beispielsweise aus der US 2009/0055071 A1 bekannt, Drucksensoren und/oder Mikrophone in einen Raum stromauf der Brenner anzuordnen, welche die Zustände der verdichteten Luft im Raum erfassen. Deren Signale werden dann zur Analyse eines bevorstehenden Pump-Ereignisses ausgewertet. Ebenso schlägt die EP2375081 A2 vor, Stoßwellen und andere akustische Erscheinungen der verdichteten Luft zur Pumpvorhersage zu verwenden. Auch hier werden Mikrophone oder ähnliche Drucksensoren eingesetzt. Nachteilig ist jedoch, dass derartige Sensoren bei höheren Umgebungstemperaturen nur eine begrenzte Lebensdauer aufweisen.
  • Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter, einen Verdichter bzw. eine Strömungsmaschine anzugeben, welche auch bei vergleichsweise hoher Laufleistung ein Pumpen des Verdichters zuverlässig verhindern.
  • Bezüglich des Verfahrens wird die Aufgabe erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass die Mehrzahl von Kenngrößen eine dem Drehklang des Verdichters zugeordnete Kenngröße umfasst.
  • Die Erfindung geht dabei von der Überlegung aus, dass für eine auch bei höherer Laufleistung der Strömungsmaschine zuverlässige Vermeidung von Pumpstößen nicht ausschließlich auf vorab festgelegte Kennfelder und regelbare Betriebsgrößen zurückgegriffen werden sollte, sondern vielmehr aktuelle, zur präventiven Erkennung eines drohenden Pumpstoßes geeignete Messgrößen verwendet werden sollten. Eine prädiktive Erkennung wäre möglich, wenn durch entsprechende Messungen bereits eine Annäherung an die Pumpgrenze in Form des rotating stall, d. h. der rotierenden Strömungsablösung erkannt werden könnte. Hierbei wurde erkannt, dass eine derartige Strömungsablösung Schwingungen in den Verdichterstufen erzeugt, die zu erhöhten Druckpulsationen und weiteren Schwingungen führen. Diese Druckpulsationen und Schwingungen verändern den Drehklang des Verdichters, so dass eine Änderung des Drehklangs entsprechend ein drohendes Pumpen prädiktiv anzeigt. Daher sollte eine dem Drehklang des Verdichters zugeordnete Kenngröße gemessen und zur Vermeidung von Pumpstößen verwendet werden.
  • Zur Erkennung einer Veränderung des Drehklangs können vielfältige Kenngrößen und vielfältige Sensoren zur Anwendung kommen, die in der Lage sind, Schwingungen im Verdichter anzuzeigen. So können beispielsweise hochdynamische Drucksensoren verwendet werden, mit denen die beschriebenen Druckpulsationen detektiert werden können. Allerdings ist hier nachteilig, dass derartige Drucksensoren nicht langzeitstabil und nicht für alle Betriebsbedingungen der Strömungsmaschine (erhöhte Verschmutzung, Feuchtigkeit, erhöhtes Brummen, Verdichterwaschen, etc.) geeignet sind. Daher ist vorteilhafterweise die gemessene, dem Drehklang des Verdichters zugeordnete Kenngröße eine Schwingungsamplitude und oder -frequenz eines Bauteils der Strömungsmaschine. Die Druckpulsationen übertragen sich nämlich auch auf die Bauteile der Strömungsmaschine. Somit ist der Drehklang über die mechanischen Schwingungen entsprechender Bauteile der Gasturbine ermittelbar. Dabei sind die dafür geeigneten Sensoren und Geber unempfindlicher gegen die genannten Betriebsbedingungen und damit langlebiger.
  • Vorteilhafterweise ist mit den entsprechenden Sensoren versehene Bauteil die Welle und/oder das Gehäuse der Turbine und/oder des Verdichters. Anhand der Gehäuse- und/oder Wellenschwingungen von Turbine und/oder Verdichter lässt sich der Drehklang gerade hinsichtlich einer drohenden Annäherung an die Pumpgrenze besonders gut bestimmen.
  • Vorteilhafterweise umfassen die verwendeten Kenngrößen weiterhin die Wellendrehzahl, den Verdichterenddruck und/oder die Vorleitschaufelstellung. Dadurch lässt sich die prädiktive Erkennung des Pumpens weiter verbessern, da der Drehklang mit Hilfe dieser zusätzlichen Kenngrößen beispielsweise in einem speziell für die Messung bereitgestellten Computer mit speziellen Auswertealgorithmen besonders gut bestimmen lässt.
  • In besonders vorteilhafter Ausgestaltung umfasst die dem Pumpstoß entgegenwirkende Reaktion eine Absenkung des Sollwerts der Turbinenaustrittstemperatur und/oder eine Reduktion des Brennstoffmassenstroms. Im Rahmen der Regelung der Strömungsmaschine hat eine Absenkung des Sollwerts der Turbinenaustrittstemperatur zur Folge, dass die verstellbaren Vorleitschaufeln des Verdichters geöffnet werden. Dadurch vergrößert sich der Abstand zur Pumpgrenze. Durch eine Reduktion des Brennstoffmassenstroms wird schnellstmöglich der Verdichterenddruck und damit das Verdichterdruckverhältnis reduziert. Als weitere Maßnahme kann z. B. durch das Anti-Icing-Ventil des Verdichters am Verdichterende Luft entnommen werden. Verbessernd kann dann die Luftentnahme über das Anti-Icing-Ventil wieder am Verdichtereintritt eingeführt werden. Dadurch wird ebenfalls das Verdichterdruckverhältnis reduziert.
  • Vorteilhafterweise ist eine Strömungsmaschine mit einem Verdichter und einer Steuereinrichtung zum Durchführen des beschriebenen Verfahrens ausgebildet.
  • Bezüglich der Strömungsmaschine mit einem Verdichter und einer Steuereinrichtung, die dateneingangsseitig mit einer Mehrzahl von Sensoren verbunden ist, die zur Erfassung von Kenngrößen während des Betriebs ausgebildet sind, wird die Aufgabe dadurch gelöst, dass einer der Sensoren zur Erfassung einer dem Drehklang des Verdichters zugeordneten Kenngröße ausgebildet ist.
  • Vorteilhafterweise ist der jeweilige Sensor dabei ein Schwingungssensor. Dieser ist vorteilhafterweise als Vibrometer ausgestaltet. Besonders vorteilhaft sind hier Vibrometer, die auf piezoelektrischer Basis Beschleunigungen messen, wie beispielsweise das piezoelektrische Accelerometer CA 901 der Firma Meggitt. Dieses ist besonders langlebig und robust gegenüber hohen Temperaturen, Verschmutzungen und bei Verdichterwäschen.
  • In vorteilhafter Ausgestaltung ist der jeweilige Sensor der Welle und/oder dem Gehäuse der Turbine und/oder des Verdichters zugeordnet. Dabei sind vorteilhafterweise entsprechende Sensoren an mehreren Stellen am Umfang des Verdichters angebracht, idealerweise in Klingelbohrungen außen, d. h. nicht im Strömungspfad.
  • Eine Kraftwerksanlage umfasst vorteilhafterweise eine beschriebene Strömungsmaschine.
  • Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, dass durch die gezielte Messung des Drehklangs des Verdichters einer Strömungsmaschine eine Annäherung an die Pumpgrenze oder ein rotating stall erkennen lässt, bevor ein tatsächliches Pumpen auftritt. Dies lässt sich besonders einfach durch entsprechende Schwingungsgeber erreichen, die Druckänderungen von sich drehenden Verdichterlaufschaufeln einer Stufe messen. Mit Hilfe von anderen Gebern (Wellendrehzahl, Verdichterenddruck, Vorleitschaufelstellung) lässt sich der Drehklang des Verdichters in einer Steuereinrichtung wie z. B. einem Computer mit speziellen Auswertealgorithmen bestimmen. Dies ermöglicht es auch, Fremdkörper zu detektieren, die zu Schäden des Verdichterströmungspfades und dessen Teilen führen können. Derartige Fremdkörper führen nämlich auch zu einer Veränderung des Drehklangs. Folgeschäden an Bauteilen stromab des Verdichters können so vermieden werden.
  • Die Erfindung wird anhand einer Zeichnung näher erläutert. Darin zeigt die Figur schematisch einen Schnitt durch die obere Hälfte eines Verdichters einer Gasturbine.
  • Die in der FIG ausschnittsweise dargestellte Strömungsmaschine 1 ist als Gasturbine ausgestaltet. Von der Gasturbine ist lediglich der Verdichter 2 gezeigt. Der Verdichter 2 umfasst an einem Gehäuse 4 befestigte und somit feststehende Leitschaufeln 6, die sich in einem Strömungskanal 8 zwischen Verdichtereintritt 10 und Verdichteraustritt 12 befinden. Die in Strömungsrichtung der Luft erste Leitschaufel 6 ist als verstellbare Vorleitschaufel 14 ausgestaltet. Dadurch kann die Luftzufuhr in den Strömungskanal 8 geregelt und gedrosselt werden.
  • In Strömungsrichtung der Luft hinter jeder Leitschaufel 6, 14 sind jeweils an einer Welle 16 Laufschaufeln 18 angeordnet. Die Laufschaufeln 18 und die Leitschaufeln 6, 14 sind jeweils sternförmig in Kränzen im Strömungskanal 8 angeordnet. Ein Kranz aus Leitschaufeln 6, 14 bildet zusammen mit dem in Strömungsrichtung nachfolgenden Kranz aus Laufschaufeln 18 jeweils eine Stufe des Verdichters 2.
  • Zur frühzeitigen Erkennung eines drohenden Pumpens sind im Verdichter 2 eine Vielzahl von nicht im Detail dargestellte Sensoren angeordnet. Insbesondere sind als piezoelektrische Beschleunigungssensoren ausgestaltete Schwingungssensoren 20 in jeweils 90°-winklig angebrachten Klingelbohrungen angebracht, die mechanische Schwingungen detektieren und damit ein Bild des Drehklangs des Verdichters 2 ermöglichen.
  • Der Drehklang wird mittels eines Auswertealgorithmus 22 ermittelt, der als Software auf einer nicht näher dargestellten Steuereinrichtung, z. B. einem Computer implementiert ist. In den Auswertealgorithmus gehen dabei neben den Schwingungsdaten der Schwingungssensoren 20 die Daten weiterer entsprechender Geber bzw. Sensoren ein. Dazu zählen die Wellendrehzahl, das Verdichterdruckverhältnis zwischen Verdichtereintritt 10 und Verdichteraustritt 12, die Vorleitschaufelstellung, die Wellenschwingung und die Gehäuseschwingung an Verdichter und Turbine.
  • Ändert sich aufgrund der Annäherung an die Pumpgrenze der Drehklang oder die Schwingungsform der vorhandenen Schwingungsmessgeräte, sendet der Computer Signale (binäre oder analoge), um entsprechende Reaktionen durchzuführen, die ein Pumpen verhindern.
  • Die Reaktionen umfassen das Öffnen des Anti-Icing-Ventils 24, das Absenken der Turbinenaustrittstemperatur 26 und die Reduzierung der Brennstoffmenge 28. Weitere Maßnahmen können auch vorgesehen sein. Die Reaktionen können bedarfsgerecht abhängig von den vom Auswertealgorithmus 22 ermittelten Ergebnissen ausgelöst werden. So können beispielsweise nur einzelne der genannten Reaktionen erfolgen oder aber eine Mehrzahl. Weiterhin können Meldungen an Betriebspersonal 30 erfolgen.
  • Sollte ein Fremdkörper durch den Strömungskanal 8 des Verdichters 2 fliegen, lässt sich dies durch die Drehklangänderung ebenfalls feststellen. Fremdkörpereinschläge lösen ebenfalls Meldungen an die Betriebsleittechnik oder an das Betriebspersonal 30 aus. Die Betriebsleittechnik oder das Personal kann dann über die zu ergreifenden Maßnahmen entscheiden, z. B. Abfahren und Befundung des Verdichters 2 oder der Strömungsmaschine 1. Fremdkörpereinschläge, die zu Sekundärschäden führen, oder Schädigungen von Verdichterbauteilen verursachen können, können - sofern sie nicht spontan auftreten - so detektiert und gemeldet werden. Spontan auftretende, starke Schädigungen führen hingegen zu automatischen Maßnahmen bei FOD 32 (Foreign Object Detection) wie dem Abschalten der Gasturbine.

Claims (9)

  1. Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter (2), bei dem eine Mehrzahl von Kenngrößen des Verdichters (2) während des Betriebs überwacht wird und ein Sollwertebereich für die Mehrzahl von Kenngrößen vorgegeben ist,
    wobei bei Über- oder Unterschreitung einer Anzahl von Kenngrößen aus dem Sollwertebereich eine dem drohenden Pumpstoß entgegenwirkende Reaktion (24, 26, 28) ausgelöst wird, und wobei die Mehrzahl von Kenngrößen eine dem Drehklang des Verdichters (2) zugeordnete Kenngröße umfasst und
    die dem Drehklang des Verdichters (2) zugeordnete Kenngröße eine Schwingungsamplitude und oder -frequenz eines Bauteils der Strömungsmaschine (1) ist, und das Bauteil die Welle (16) und/oder das Gehäuse (4) des Verdichters (2) ist,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    Sensoren an mehreren Stellen am Umfang des Verdichters angebracht sind und mechanische Schwingungen erfassen.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    bei dem zur Ermittlung des Drehklangs die Beschleunigungen des Bauteils erfasst werden.
  3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    bei dem die Mehrzahl von Kenngrößen die Wellendrehzahl, den Verdichterenddruck und/oder die Vorleitschaufelstellung umfasst.
  4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    bei dem die dem Pumpstoß entgegenwirkende Reaktion eine Absenkung des Sollwerts der Turbinenaustrittstemperatur (26) und/oder eine Reduktion des Brennstoffmassenstroms (28) umfasst.
  5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
    bei dem der Verdichter (2) Teil einer Strömungsmaschine (1) ist.
  6. Verdichter (2) und eine Steuereinrichtung,
    die dateneingangsseitig mit einer Mehrzahl von Sensoren verbunden ist, die zur Erfassung von Kenngrößen während des Betriebs ausgebildet sind,
    wobei
    eine Mehrzahl an Sensoren zur Erfassung einer dem Drehklang des Verdichters (2) zugeordneten Kenngröße ausgebildet ist und dass diese Sensoren an dem Verdichter (2) der Gasturbine angeordnetee Schwingungssensoren (20) sind, mittels derer mechanische Schwingungen der Bauteile ermittelbar sind, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensoren an mehreren Stellen am Umfang des Verdichters angebracht sind.
  7. Verdichter nach Anspruch 6,
    bei dem die Mehrzahl an Sensoren als Beschleunigungssensoren ausgestaltet sind.
  8. Strömungsmaschine (1) mit einem Verdichter (2) nach Anspruch 6 oder 7.
  9. Kraftwerksanlage mit einer Strömungsmaschine (1) nach Anspruch 8.
EP12806422.7A 2012-02-09 2012-12-12 VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER Active EP2805058B1 (de)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP12806422.7A EP2805058B1 (de) 2012-02-09 2012-12-12 VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP12154644.4A EP2626569A1 (de) 2012-02-09 2012-02-09 Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter
PCT/EP2012/075248 WO2013117271A1 (de) 2012-02-09 2012-12-12 VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER
EP12806422.7A EP2805058B1 (de) 2012-02-09 2012-12-12 VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2805058A1 EP2805058A1 (de) 2014-11-26
EP2805058B1 true EP2805058B1 (de) 2016-06-29

Family

ID=47435935

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP12154644.4A Withdrawn EP2626569A1 (de) 2012-02-09 2012-02-09 Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter
EP12806422.7A Active EP2805058B1 (de) 2012-02-09 2012-12-12 VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP12154644.4A Withdrawn EP2626569A1 (de) 2012-02-09 2012-02-09 Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20150044020A1 (de)
EP (2) EP2626569A1 (de)
JP (1) JP6005181B2 (de)
CN (1) CN104114874B (de)
WO (1) WO2013117271A1 (de)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3045676A1 (de) * 2015-01-13 2016-07-20 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Vermeidung eines rotierenden Strömungsabrisses
CN109458324A (zh) * 2018-10-31 2019-03-12 重庆美的通用制冷设备有限公司 压缩机喘振识别方法、装置及系统
CN111120360A (zh) * 2019-12-22 2020-05-08 云南瑞斯德机械有限公司 一种减少离心式压缩机喘振现象且自动调节流量的结构及方法
TWI773107B (zh) * 2021-01-29 2022-08-01 復盛股份有限公司 喘振偵測方法及壓縮裝置
CN113945029B (zh) * 2021-10-19 2023-04-25 青岛海尔空调电子有限公司 用于控制冷媒循环系统的方法、装置及冷媒循环系统
CN114754020B (zh) * 2022-04-18 2024-02-02 合肥通用机械研究院有限公司 基于进气噪声特性的压缩机喘振监控系统和监控方法

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB822443A (en) * 1955-03-24 1959-10-28 United Aircraft Corp Fuel control systems for gas turbine engines
US4399548A (en) * 1981-04-13 1983-08-16 Castleberry Kimberly N Compressor surge counter
AU4637293A (en) * 1992-08-10 1994-03-03 Dow Deutschland Inc. Process and device for monitoring and for controlling of a compressor
US6092029A (en) * 1998-02-19 2000-07-18 Bently Nevada Corporation Method and apparatus for diagnosing and controlling rotating stall and surge in rotating machinery
JP4705732B2 (ja) * 2000-05-25 2011-06-22 本田技研工業株式会社 航空機用ガスタービン・エンジンのサージ検出装置
DE10152026A1 (de) * 2001-10-23 2004-02-19 Mtu Aero Engines Gmbh Warnung vor Pumpgrenze oder Schaufelschaden bei einer Turbomaschine
US7003426B2 (en) * 2002-10-04 2006-02-21 General Electric Company Method and system for detecting precursors to compressor stall and surge
US7282873B2 (en) * 2004-11-16 2007-10-16 Lenovo (Singapore) Pte. Ltd. Mutual active cancellation of fan noise and vibration
US20060283190A1 (en) * 2005-06-16 2006-12-21 Pratt & Whitney Canada Corp. Engine status detection with external microphone
NO324581B1 (no) * 2006-01-26 2007-11-26 Dynatrend As Fremgangsmate og anordning for a kunne bestemme nar det forekommer roterende stall i en kompressors turbinblad II
US8091862B2 (en) * 2006-09-29 2012-01-10 Sikorsky Aircraft Corporation Butterfly valves having sleeve inserts
US7905702B2 (en) * 2007-03-23 2011-03-15 Johnson Controls Technology Company Method for detecting rotating stall in a compressor
US20090044542A1 (en) * 2007-08-17 2009-02-19 General Electric Company Apparatus and method for monitoring compressor clearance and controlling a gas turbine
US8342793B2 (en) * 2007-08-22 2013-01-01 Cleveland Electric Laboratories Active surge control
CN201575861U (zh) * 2009-02-18 2010-09-08 长沙全程数字机电科技有限公司 一体化振动监测仪
US8074499B2 (en) * 2009-12-22 2011-12-13 General Electric Company Method and system for detecting a crack on a turbomachine blade
US20110247418A1 (en) * 2010-04-08 2011-10-13 General Electric Company System and method for monitoring a compressor

Also Published As

Publication number Publication date
EP2805058A1 (de) 2014-11-26
US20150044020A1 (en) 2015-02-12
JP2015511288A (ja) 2015-04-16
CN104114874A (zh) 2014-10-22
JP6005181B2 (ja) 2016-10-12
EP2626569A1 (de) 2013-08-14
CN104114874B (zh) 2016-08-31
WO2013117271A1 (de) 2013-08-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2805058B1 (de) VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER
DE102010016615A1 (de) Fehlererkennung und Schutz von mehrstufigen Verdichtern
DE112008003400T5 (de) Bläserströmungsabrissmeldesystem
EP3184754B1 (de) Sensoranordnung und messverfahren für eine turbomaschine
JPH08503757A (ja) 圧縮機を監視し制御するための方法及び装置
DE102017213090A1 (de) Anordnung, Turbomaschine und Verfahren zur Erkennung eines Wellenbruchs einer Welle
DE112016004296T5 (de) Gasturbinensteuerungsvorrichtung und -verfahren, gasturbinensteuerprogramm und gasturbine
EP2956630B1 (de) Gasturbine und verfahren zum betreiben der gasturbine
EP3589843B1 (de) Verfahren und vorrichtung zum bestimmen eines indikators für eine vorhersage einer instabilität in einem verdichter sowie verwendung
EP3358147B1 (de) Zustandsanzeige eines bypassventilsystems
EP1792242B1 (de) Verfahren und vorrichtung zum ermitteln eines fehlerzustandes eines rotierenden verdichters
CN110374754A (zh) 故障检测保护系统和车辆
EP2268925A1 (de) Gasturbinenverdichter
EP2619461B1 (de) Vorrichtung und verfahren zum sicheren betreiben eines verdichters an der pumpgrenze
EP3330494B1 (de) Anordnung, turbomaschine und verfahren zur erkennung eines wellenbruchs
DE102008036305B4 (de) Verfahren zum Betreiben eines Verdichters
WO2019057446A1 (de) Erkennung einer verdichterinstabilität mittels der axialen position der verdichterwelle und einer temperatur
DE112020001492T5 (de) Verdichtersystem
DE102018108831A1 (de) Verfahren zum Ermitteln eines Betriebszustandes eines Verdichters
EP3106627A1 (de) Verdichterüberwachung in einer strömungsmaschine
EP1847715A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Turboverdichters sowie Turboverdichter
JP4523826B2 (ja) ガスタービン監視装置及びガスタービン監視システム
DE19901509B4 (de) Verfahren zum Verstellen der Leitschaufeln einer Strömungsarbeitsmaschine
DE102022205661A1 (de) Gasturbine mit Schwingungssensoren
DE102008034322B4 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung des Auftretens von kleineren Druckschwingungen vor einem Pumpstoß bei einem Verdichter eines Turboladers

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20140801

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20160126

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 809343

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20160715

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG, CH

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502012007540

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160929

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20160629

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160930

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 5

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161029

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161031

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502012007540

Country of ref document: DE

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20161231

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

26N No opposition filed

Effective date: 20170330

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160929

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PCOW

Free format text: NEW ADDRESS: WERNER-VON-SIEMENS-STRASSE 1, 80333 MUENCHEN (DE)

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20161212

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20161212

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 6

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20161231

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20121212

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160629

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 809343

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20171212

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171212

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R081

Ref document number: 502012007540

Country of ref document: DE

Owner name: SIEMENS ENERGY GLOBAL GMBH & CO. KG, DE

Free format text: FORMER OWNER: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT, 80333 MUENCHEN, DE

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20211217

Year of fee payment: 10

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20220119

Year of fee payment: 10

Ref country code: CH

Payment date: 20220309

Year of fee payment: 10

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: 732E

Free format text: REGISTERED BETWEEN 20220901 AND 20220907

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20221212

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20221231

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20221212

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20221231

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20221231

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Payment date: 20231221

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20231227

Year of fee payment: 12