ITCO20090052A1

ITCO20090052A1 - Metodo di controllo di turbina basato su rapporto tra temperatura di scarico e pressione di turbina

Info

Publication number: ITCO20090052A1
Application number: IT000052A
Authority: IT
Inventors: Claudio Botarelli
Original assignee: Nuovo Pignone Spa
Priority date: 2009-11-27
Filing date: 2009-11-27
Publication date: 2011-05-28
Also published as: KR20120098821A; JP5789266B2; CA2781918C; JP2013512380A; AU2010323284B2; US20130019607A1; CA2781918A1; CN102713209B; US9140195B2; EP2504548B1; RU2012122726A; IT1396514B1; CN102713209A; WO2011064143A3; EP2504548A2; AU2010323284A1; WO2011064143A2; RU2539941C2

Description

DESCRIZIONE

ARTE NOTA CAMPO DELL’INVENZIONE

Le realizzazioni dell’oggetto divulgato dal presente documento si riferiscono in generale a metodi e sistemi e, più particolarmente, a meccanismi e tecniche atti a controllare una turbina a gas.

RIASSUNTO DELL’ARTE NOTA

Le turbomacchine usate, ad esempio, nelle centrali elettriche o nei motori a reazione sono in continua evoluzione sulla base delle nuove scoperte e del miglioramento dei materiali. Inoltre, i produttori di tali macchine sono sotto costante pressione volta a produrre o migliorare le macchine in modo che siano "più ecologiche", ovvero a ridurre l’inquinamento prodotto durante il funzionamento.

È pertanto continua la ricerca per ridurre le emissioni di scarico delle turbomacchine, soprattutto tenendo conto del desiderio di utilizzare un’ampia gamma di combustibili gassosi. La soddisfazione di questi requisiti si fa sempre più complessa, specie se si considera l’ampia gamma di funzionamento di tali dispositivi. Un accurato controllo della temperatura di scarico di una turbomacchina, in tali condizioni, diventa fattore rilevante per lo sviluppo di applicazioni funzionali.

Uno degli approcci per ridurre l’inquinamento generato da una turbomacchina è basato su un paradigma di rapporto fra temperatura di scarico e pressione di compressione del compressore. A questo proposito, la pubblicazione della richiesta di brevetto USA 2008/0243352, l’intero contenuto della quale è qui incluso come riferimento, afferma che i sistemi di controllo esistenti possono eseguire algoritmi di pianificazione che regolano il flusso di combustibile, le palette guida in ingresso (IGV) e altri input di controllo per consentire un funzionamento sicuro ed efficiente di una turbina a gas. I sistemi di controllo delle turbine a gas possono ricevere come input parametri operativi e impostazioni che, in combinazione con gli algoritmi di pianificazione, determinano le impostazioni di controllo della turbina necessari a ottenere il funzionamento desiderato. I parametri operativi misurati possono comprendere pressione e temperatura d’ingresso del compressore, pressione e temperatura di uscita del compressore, temperatura di scarico della turbina e potenza erogata dal generatore. Le impostazioni operative desiderate possono comprendere potenza erogata dal generatore ed energia di scarico. Sono stati definiti dei programmi (ad esempio, temperatura allo scarico vs. rapporto di compressione del compressore, derivazione del combustibile a fronte di temperatura di riferimento di combustione, calore di sfiato in ingresso (IBH) a fronte di IGV, linea di limite operativo del compressore a fronte di velocità corretta e IGV, ecc.) per proteggere la turbina dai limiti operativi noti (ad esempio, emissioni, limiti di dinamica, spegnimento dovuto a miscela povera, sovrappressione del compressore, formazione di ghiaccio sul compressore, gioco del compressore, limiti aeromeccanici, ecc.) basati su prove pratiche off-line o su dati di laboratorio. L’esito dei programmi determina quindi la relativa regolazione degli input del sistema di controllo. Gli input di controllo tipici gestiti da un sistema di controllo possono comprendere flusso del combustibile, distribuzione del combustibile nel combustore (che possono essere definiti "derivazioni del combustibile"), posizione delle palette di guida d’ingresso del compressore e flusso di calore dello sfiato d’ingresso. La Figura 1, analoga alla Figura 1 della pubblicazione della richiesta di brevetto USA 2008/0243352, illustra un esempio di turbina a gas 10 con un compressore 12, un combustore 14, una turbina 16 accoppiata al compressore 12 e un sistema di controllo computerizzato (controller) 18. Un condotto di ingresso 20 al compressore 12 può alimentare aria ambiente al compressore 12. Il condotto di ingresso 20 può avere condotti, filtri, schermi e dispositivi antirumore che contribuiscono al calo di pressione dell'aria ambiente che attraversa l'ingresso 20 e le palette guida in ingresso 21 del compressore 12. Un condotto di scarico 22 per la turbina dirige i gas di combustione dall'uscita della turbina 10 attraverso, ad esempio, dispositivi antirumore e di controllo delle emissioni. L’entità del calo di pressione in ingresso e della pressione di ritorno può variare nel tempo per l’aggiunta di componenti e per l’occlusione dei condotti di ingresso 20 e di scarico 22 da parte di polvere e intasamenti di sporcizia. La turbina 10 può azionare un generatore 24 che produce energia elettrica.

Come descritto nella pubblicazione della richiesta di brevetto USA 2008/0243352, il funzionamento della turbina a gas 10 può essere monitorato da diversi sensori 26 progettati per misurare diverse variabili relative alle prestazioni della turbina 10, del generatore e dell’ambiente. Ad esempio, gruppi di sensori ridondanti di temperatura 26 possono monitorare la temperatura ambiente circostante la turbina a gas 10, la temperatura di scarico del compressore, la temperatura del gas di scarico della turbina e altre misure di temperatura del flusso di gas attraverso la turbina 10. Analogamente, gruppi di sensori ridondanti di pressione 26 possono monitorare le pressione ambiente e i livelli di pressione statica e dinamica all’ingresso del compressore e allo scarico d’uscita della turbina e in altri punti del flusso di gas attraverso la turbina a gas 10. Gruppi di sensori ridondanti di umidità 26, ad esempio termometri a bulbo asciutto e umido, possono misurare l’umidità ambiente nel condotto di ingresso del compressore 12. I gruppi di sensori ridondanti 26 possono includere inoltre sensori di portata, sensori di velocità, sensori di rilevamento fiamma, sensori delle posizioni delle valvole, sensori di angolazione delle palette guida, o similari, che rilevano diversi parametri relativi al funzionamento della turbina a gas 10. Nel presente documento, "per parametri" si intendono gli elementi che possono essere usati per definire le condizioni operative della turbina, ad esempio, in via non limitativa, temperature, pressioni e portate dei gas in determinate posizioni della turbina.

Il sistema di controllo combustibile 28, a sua volta descritto nella pubblicazione della richiesta di brevetto USA 2008/0243352A, regola il combustibile che fluisce da una mandata del combustibile al combustore 14, uno o più derivazioni tra il combustibile diretto tra gli ugelli del combustibile primari e secondari e la quantità di combustibile miscelato con l’aria secondaria in ingresso in una camera di combustione. Il sistema di controllo combustibile 28 può inoltre selezionare il tipo di combustibile per il combustore. Il sistema di controllo combustibile 28 può essere un’unità separata oppure un componente del controller principale 18. Il controller 18 può essere un sistema computerizzato che dispone di almeno un processore che esegue programmi e operazioni per controllare il funzionamento della turbina a gas tramite gli ingressi dei sensori e le istruzioni degli operatori umani. I programmi e le operazioni eseguiti dal controller 18 possono comprendere, tra le altre cose, rilevamento o modellizzazione dei parametri operativi, modellizzazione di limiti operativi, applicazione di modelli di limiti operativi, applicazione di algoritmi di pianificazione e applicazione di logiche di controllo dei limiti per chiudere i loop sui limiti. I comandi generati dal controller 18 possono fare in modo che gli attuatori della turbina a gas, ad esempio, regolino valvole (attuatore 27) tra la mandata del combustibile e i combustori che regolano portata, derivazione del combustibile e tipi di combustibile diretti ai combustori; regolino le palette guida in ingresso 21 (attuatore 29) sul compressore; regolino il calore di sfiato in ingresso; oppure che attivino altre impostazioni di controllo sulla turbina a gas.

Le richieste di brevetto USA nn. 2002/0106001 e 2004/0076218, l’intero contenuto delle quali è qui incluso come riferimento, descrivono un metodo e un sistema per regolare gli algoritmi di controllo della turbina in modo da fornire un calcolo accurato della temperatura d’accensione e della temperatura di riferimento di combustione di una turbina a gas nel caso in cui il contenuto di vapore acqueo nel fluido di lavoro varia sostanzialmente dal valore di progetto. Questi riferimenti descrivono l’uso della temperatura di scarico della turbina e del rapporto di compressione della turbina per il controllo della temperatura d’accensione.

Tuttavia, metodi e sistemi tradizionali sono limitati nelle loro capacità di controllo della turbina a gas e, di conseguenza, sarebbe desiderabile mettere a disposizione sistemi e metodi che ottengano un controllo più accurato della temperatura d’accensione e/o un controllo più accurato dei parametri di combustione e/o un controllo più accurato delle emissioni di scarico.

DESCRIZIONE SOMMARIA

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, si ha un metodo di controllo del punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina. Il metodo include una fase di determinazione della pressione di una turbina a gas a livello dello scarico della turbina; una fase di misurazione dell’efflusso di pressione di un compressore a livello del compressore; una fase di determinazione di un rapporto di compressione della turbina in base alla pressione di scarico della turbina e all’efflusso di pressione del compressore; una fase di calcolo di una temperatura di scarico a livello dello scarico della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina; una fase di identificazione di una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas; e una fase di controllo della turbina a gas allo scopo di mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico.

Secondo una diversa forma di realizzazione esemplificativa, si ha una turbina a gas con un dispositivo di controllo per il controllo del punto operativo della turbina a gas. La turbina a gas include un compressore configurato per comprimere un fluido, un combustore collegato ad un efflusso del compressore e configurato in modo tale da miscelare il fluido compresso con combustibile, almeno una turbina collegata ad un compressore e configurata in modo tale da espandere il gas combusto da un combustore per generare potenza ad un’uscita della turbina a gas, un sensore di pressione fornito all’efflusso del compressore per misurare un efflusso di pressione del compressore e un processore che comunica con il sensore di pressione. II processore è configurato per determinare una pressione di scarico della turbina a livello dello scarico della turbina, per determinare un rapporto di compressione della turbina in base alla pressione di scarico della turbina e all’efflusso di pressione del compressore, per calcolare una temperatura di scarico a livello dello scarico della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina, per identificare una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas e per controllare la turbina a gas allo scopo di mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico.

Secondo un’altra forma di realizzazione esemplificativa ancora, è presente un supporto leggibile da PC comprendente istruzioni eseguibili per PC, in cui le istruzioni, quando vengono eseguite, implementano un metodo di controllo di un punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina. Il metodo include una fase di determinazione della pressione di una turbina a gas a livello dello scarico della turbina; una fase di misurazione dell’efflusso di pressione di un compressore a livello del compressore; una fase di determinazione di un rapporto di compressione della turbina in base alla pressione di scarico della turbina e all’efflusso di pressione del compressore; una fase di calcolo di una temperatura di scarico a livello dello scarico della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina; una fase di identificazione di una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas; e una fase di controllo della turbina a gas allo scopo di mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico. BREVE DESCRIZIONE DEI DISEGNI

I disegni di accompagnamento, che sono integrati nella descrizione dettagliata di cui costituiscono parte, rappresentano una o più realizzazioni e, unitamente alla descrizione, illustrano tali realizzazioni. Nei disegni:

Figura 1 è un diagramma schematico di una turbina a gas convenzionale;

Figura 2 è un diagramma schematico di una turbina a gas considerata in una realizzazione dell’oggetto divulgato;

Figura 3 è un grafico che illustra la variazione di una temperatura di scarico a fronte di un rapporto di compressione della turbina secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 4 è un’illustrazione schematica di una relazione fra punti operativi e punti operativi ottimali della turbina a gas secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 5 è un diagramma schematico di una temperatura di scarico a fronte di un piano di rapporto di compressione della turbina secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 6 è un diagramma schematico di una curva di temperatura di scarico di riferimento nel piano della Figura 5 secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 7 è un diagramma di flusso che illustra le fasi per calcolare un punto di regolazione di temperatura di scarico per la turbina secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 8 è un diagramma di flusso che illustra le fasi eseguite dalla macchina utensile secondo una realizzazione esemplificativa; e

Figura 9 è un diagramma schematico di un controller usato per comandare la turbina a gas.

DESCRIZIONE DETTAGLIATA

La seguente descrizione delle realizzazioni esemplificative fa riferimento ai disegni di accompagnamento. Gli stessi numeri di riferimento in diversi disegni identificano gli stessi elementi o elementi simili. La seguente descrizione dettagliata non limita l’invenzione. Il campo d’applicazione dell’invenzione è invece definito dalle rivendicazioni allegate. Le seguenti realizzazioni sono trattate, per ragioni di semplicità, in relazione alla terminologia e struttura di un sistema di turbina a gas ad albero singolo. Tuttavia, le realizzazioni da trattare in seguito non sono limitate a tali sistemi, ma possono essere applicate ad altri sistemi, ad esempio turbine a gas ad alberi multipli. In tutta la descrizione dettagliata il riferimento a “una realizzazione” sta a indicare che una particolare caratteristica, struttura o proprietà descritta in relazione a una realizzazione, è inclusa in almeno una realizzazione dell’oggetto divulgato. Pertanto, l’utilizzo delle espressioni "in una realizzazione" in vari punti della descrizione dettagliata non farà necessariamente riferimento alla medesima realizzazione. Tuttavia, le particolari caratteristiche, strutture o proprietà possono essere combinate in qualsiasi modalità idonea in una o più realizzazioni.

Come sopra discusso in relazione alla Figura 1, vari parametri della turbina 10 possono essere misurati e/o calcolati per determinare una quantità desiderata da sottoporre a monitoraggio. Tale quantità è la temperatura d’accensione della turbina. Mantenendo la temperatura d’accensione della turbina entro un range ottimale, il funzionamento della turbina viene considerato uniforme e sotto controllo. Quando la temperatura d’accensione della turbina esce dal range ottimale, il controller 18 viene configurato in modo tale da variare, ad esempio, la portata del flusso d’aria del compressore e quindi il rapporto di compressione del compressore, per regolare la temperatura d’accensione. Fra gli eventi che possono determinare l’uscita della temperatura d’accensione deal range ottimale si possono citare, ad esempio, la variazione del carico della turbina a gas o la variazione della composizione del combustibile gassoso.

Tuttavia le innovative realizzazioni che saranno successivamente discusse non fanno affidamento sui paradigmi tradizionali di controllo della turbina a gas, bensì su un nuovo paradigma, e cioè sul controllo della temperatura di scarico di una turbina a gas basato su un rapporto di compressione della turbina. Questo innovativo paradigma offre una stima più precisa dello stato della turbina a gas ed è inoltre più sensibile ai cambiamenti che si verificano nel funzionamento della turbina a gas, cioè il cambiamento di carico.

Secondo una realizzazione esemplificativa, la temperatura di scarico viene determinata come funzione di un rapporto di compressione della turbina e la temperatura di scarico viene monitorata e mantenuta entri certi limiti allo scopo di garantire il funzionamento efficiente della turbina a gas, ad esempio il carico della base portante, il carico basso, il carico alto, eccetera. Maggiori dettagli sulla determinazione della temperatura di scarico e sul rapporto di compressione della turbina verranno discussi successivamente, con riferimento alla Figura 2, la quale mostra una turbina a gas 30 che ha un compressore 32 configurato in modo tale da ricevere un fluido (ad esempio aria) attraverso un condotto d’ingresso 36. I sensori 34 possono essere disposti a livello dei condotti d’ingresso 36 per misurare almeno un valore fra pressione, temperatura, umidità e quant’altro.

Il fluido viene compresso dal compressore 32 e il fluido compresso viene inviato ad un combustore 40 attraverso un percorso 42 per essere miscelato con il combustibile (ad esempio gas naturale) fornito attraverso un condotto d’alimentazione 44. Più sensori 34 possono essere collocati nel combustore 40 o intorno al combustore 40 per misurare le caratteristiche del fluido compresso e/o del combustibile. Nel combustore 40 avviene una combustione che fa alzare la temperatura della miscela di liquido compresso e combustibile alla temperatura d’accensione. Il combustibile viene fornito attraverso un condotto d’alimentazione 44 ai bruciatori primario e secondario, come sarà divulgato qui di seguito. Le valvole 45a e 45b sono utilizzate per fornire combustibile ai bruciatori primario e secondario. Inoltre, viene configurata un’unità di controllo 70 per regolare le valvole 45a e 45b e fornire una percentuale desiderata del combustibile alle valvole primaria e secondaria. Il flusso di gas combusto, dotato di alto grado di energia, viene fornito attraverso i condotti 52 ad una turbina 50, che può essere collegata meccanicamente con un albero 56 ad un generatore 54. Il generatore 54 può generare energia elettrica. La turbina 50 viene inoltre collegata meccanicamente attraverso un albero 58 al compressore 30, fornendo in tal modo la potenza di comando necessaria al compressore 30. I gas d’efflusso vengono espulsi dalla turbina 50 attraverso un condotto d’uscita 60. Sia il condotto d’ingresso 52 che il condotto d’uscita 60 possono essere monitorati dai sensori 34.

I dati provenienti dai sensori 34 vengono forniti all’unità di controllo 70. L’unità di controllo 70 può ricevere dati supplementari attraverso una porta d’ingresso 72. Sulla base di processi calcolati dall’unità di controllo 70, vari comandi vengono forniti attraverso la porta d’uscita 74 alle varie parti della turbina a gas 30, ad esempio per ruotare le palette, per modificare una velocità rotazionale dell’albero, eccetera. Una struttura dettagliata dell’unità di controllo 70 viene discussa qui di seguito.

Secondo una realizzazione esemplificativa, il nuovo comando proposto della turbina a gas si basa su una temperatura di scarico della turbina (ttx), che viene misurata/determinata a livello dell’uscita 60 a fronte del rapporto di compressione della turbina (tpr), che viene determinato/misurato come rapporto fra una pressione d’efflusso del compressore 32 e una pressione di scarico della turbina 50. Con riferimento alla Figura 2, la pressione di scarico del compressore 32 viene misura al punto 80 e la pressione di scarico della turbina 50 viene misurata al punto 60. Tuttavia, secondo una realizzazione esemplificativa, la pressione di scarico può essere misurata/stimata all’interno del combustore 40 a livello di un ingresso della turbina 50 o all’interno della turbina 50. Queste pressioni saranno discusse in maggior dettaglio qui di seguito. Si noti che i particolari discussi in seguito per la determinazione di ttx sono solo per finalità illustrative e non limitano l’oggetto qui divulgato.

La Figura 3 mostra un piano (ttx, tpr). Ciascun punto di questo piano può essere considerato appartenente ad un assieme A, come indicato in Figura 4. L’assieme A è definito come inclusiva di punti di funzionamento della turbina a gas 30 basati su un modello di combustione. L’assieme A include una sottoserie di punti B. Questi punti sono determinati come successivamente discusso e sono definit i come punti di funzionamento ottimali per la turbina a gas 30.

Quei punti del piano (ttx, tpr), cioè i punti dell’assieme A, che corrispondono alla temperatura d’accensione costante, alla velocità costante, all’angolo IGV costante, all’umidità specifica dell’aria costante e alle condizioni di spurgo costanti possono essere rappresentati da una curva 90, che può avere una concavità verso l’alto. Il rapporto di compressione della turbina tpr può variare col variare della temperatura d’ingresso compressore. L’errore introdotto quando ci si approssima alla curva 90, che può essere una parabola con linea diritta avvolgente 92 a tpr = tpr0è piccolo e può essere trascurato per valori di tpr prossimi a tpr0. L’esperto dell’arte riconoscerebbe che possono essere utilizzate altre funzioni di approssimazione.

Variando gradualmente la temperatura d’ingresso del compressore, la velocità del compressore e l’angolo IGV, la curva 90 cambia gradualmente, ad esempio, senza nessuna discontinuità nella sua prima derivata. Pertanto, il locus di temperatura d’accensione costante, che può essere calcolato in base a ttx, può essere approssimato dall’interpolazione lineare della linea diritta avvolgente 92.

In base ai punti dell’assieme B sopra discussi, la funzione f che sarà trattata successivamente viene applicata per determinare i punti appartenenti all’assieme C. I punti dell’assieme C sono punti di regolazione per il funzionamento della turbina a gas come da logica di controllo. In altri termini, vengono calcolati i punti appartenenti all’assieme C, come discusso in seguito, e l’operatore della turbina a gas 30 controlla alcuni parametri per mantenere la turbina a gas entro l’assieme C. La Figura 4 illustra questo concetto.

Secondo una realizzazione esemplificativa, la funzione f può essere definite come f = g∙h∙l, dove g, h e l sono funzioni matematiche o operatori matematici. Ad esempio, g può essere un’interpolazione lineare con una caratteristica di combustibile opportuna, h può essere un’interpolazione bilineare degli angoli di IGV e la velocità della turbina a gas e l può essere una correzione politropica data dalla costante p∙T<((1-γ)/ γ)>=. Impostando il dominio B, il codominio C è interamente definito dalla funzione f. Le perturbazioni locali di B producono perturbazioni locali in C. A seconda dell’applicazione, sono utilizzabili un numero maggiore o minore di funzioni o funzioni diverse per definire la funzione f. In altri termini, invece delle funzioni g, h e l sopra trattate, sono utilizzabili altre funzioni o un diverso numero di funzioni.

Ora viene discussa la determinazione delle temperature ttx impostate che si desidera mantenere per un funzionamento efficiente della turbina a gas. Si supponga che la turbina a gas possa operare nei seguenti range: per una temperatura ambiente tamb, considerare un range tambi-1≤ tamb ≤ tambi, per un angolo IGV igv, considerare un range igvj-1≤ igv ≤ igvj, e per una velocità di turbina a gas tnh, considerare un range tnhk-1≤ tnh ≤ tnhk. Inoltre si supponga che la turbina a gas sia comandata alla temperatura d’accensione ottimale. In base ai range di cui sopra, i punti di funzionamento della turbina a gas possono essere rappresentati nello spazio (ttx, tpr) riportato in Figura 5 mediante curve definite dai seguenti punti. Ci sono quattro punti da A1 ad A4 per combustibile povero e temperatura ambiente minima; ci sono quattro punti da B1 a B4 per combustibile povero e temperatura ambiente massima; ci sono quattro punti da C1 a C4 per combustibile ricco e temperatura ambiente minima e ci sono quattro punti da D1 a D4 per combustibile ricco e temperatura ambiente massima. Il numero dei punti può variare a seconda della natura della funzione d’interpolazione.

Il combustibile povero e quello ricco sono definiti nel modo di seguito illustrato. Le turbine a gas per applicazioni industriali usano gas naturale che include CH4per oltre il 90%. Il gas naturale è considerato un combustibile di gas ricco. Miscelando gas naturale con gas inerti, ad esempio, azoto, anidride carbonica e argo, si producono combustibili gassosi più poveri, cioè con valore di LHV inferiore (l’LHV è il valore di riscaldamento più basso del gas e descrive la quantità di energia ottenibile da un’unità di massa di gas bruciando il gas). Il combustibile ricco è ottenibile miscelando gas naturale a idrocarburi più pesanti, come etano, propano e/o butano.

Per ciascuno degli assiemi di punti sopra discussi, viene calcolato un punto centrale (A5, B5, C5 e D5) usando due interpolazioni bilineari (funzione g trattata in precedenza). L’interpolazione bilineare è un’estensione dell’interpolazione lineare per funzioni di interpolazione di due variabili su una griglia regolare. L’interpolazione bilineare esegue l’interpolazione lineare prima in una direzione quindi nell’altra direzione. I punti A5 e B5 definiscono un curva di controllo della temperatura 100 per il gas povero e i punti C5 e D5 definiscono una curva di controllo della temperatura 102 per il gas ricco. Come sopra discusso, può essere usata una funzione diversa dall’interpolazione bilineare.

Il ttxset pointviene determinato usando un’interpolazione lineare (funzione h discussa sopra o, in un’altra applicazione, altre funzioni) delle due ordinate corrispondenti ai rapporti di compressione effettivi sulle due curve di controllo 100 e 102, in base all’LHVactual gas, all’LHVrich gase all’LHVlean gas∙

Se vengono calcolati più punti per altre condizioni e/o valori dei parametri presi in considerazione, possono essere determinati più ttxset

point. Tracciando questi punti a fronte di un rapporto tpr corrispondente si ottiene una curva della temperatura di scarico di riferimento 104, illustrata in Figura 6. Si noti che la curva della temperatura di scarico di riferimento104 si trova fra le due curve di controllo 100 e 102. Secondo una realizzazione esemplificativa (non illustrata), la curva 104 è parallela alle curve 100 e 102.

Nel diagramma a blocchi di Figura 7 possono essere rappresentate le fasi di calcolo del ttxset point. Secondo questa figura, l’unità selettore dati 110 riceve come input la temperatura ambiente tamb, l’angolo di rotazione delle palette IGV, la velocità rotazionale tnh dell’albero e i dati della matrice gas ricco. Un esempio di matrice di gas ricco è il seguente:

ttxr

ttxri,j,ktambi

igv1igv2… igv5igv6tnh1ttxri,1,1ttxri,2,1… ttxri,5,1ttxri,6,1tnh2ttxri,1,2… … … … tnh3ttxri,1,3… … … … tnh4ttxri,1,4… … … ttxri,6,4e la matrice del rapporto di compressione della turbina per gas ricco è data da:

tprr

tprri,j,ktambi

igv1igv2igv3igv5igv6tnh1tprri,1,1tprri,2,1tprri,3,1tprri,5,1tprri,6,1tnh2tprri,1,2… … … … tnh3tprri,1,3… … … … tnh4tprri,1,4… … … tprri,6,4Otto punti da C1 a C4 e da D1 a D4 (mostrati in Figura 5) sono emessi dall’unità selettore dati 110. Questa emissione è fornita come ingresso all’unità d’interpolazione 112. Lo stesso processo è ripetuto dall’unità selettore dati 114 per gli stessi parametri, tranne il fatto che vengono utilizzati dati di matrice gas povero piuttosto che dati di matrice gas ricco. Le uscite dagli interpolatori 112 e 116, cioè ttx gas ricco a fronte della curva di controllo effettiva tpr e ttx gas povero a fronte di gas di controllo effettivo tpr vengono forniti come input all’unità di calcolo 118 per calcolare due punti di regolazione ttx. L’interpolatore lineare 120 riceve i due punti di regolazione ttx e li interpola per generare un punto finale, il ttxset point. Sulla base dell’uscita dell’interpolatore lineare 120, un’unità d’accensione 122 può calcolare le variazioni del ttxset pointdella turbina a gas. Si noti che l’interpolatore lineare 120 e l’unità d’accensione 122 possono ricevere informazioni direttamente sull’LHV gas combustibile.

Avendo il ttxset point, il controller 70 può essere programmato in modo tale da monitorare questo valore e adattare i vari parametri della turbina a gas 30 (ad esempio, angolo di IGV, quantità di combustibile, etc.) per mantenere il ttxset pointin un range predeterminato per un funzionamento efficiente della turbina a gas. In una realizzazione esemplificativa in cui viene utilizzata una turbina a gas ad albero singolo, il ttxset pointpuò essere adeguato controllando l’angolo IGV. Viene calcolata ora la curva della temperatura di scarico di riferimento ttxh 104, alla quale si desidera che la turbina a gas si attenga.

Considerare tre vettori che identificano i parametri di funzionamento della turbina a gas. Questi vettori sono tamb, igv e tnh; essi corrispondono alla temperatura ambiente, all’angolo delle palette IGV e la velocità rotazionale dell’albero. Le espressioni matematiche di questi tre vettori sono:

4 if tamb3≤ tamb < tamb4, tamb7]

con l’indice I che è:

2 if tamb < tamb2

3 if tamb2≤ tamb < tamb3

4 if tamb3≤ tamb < tamb4

5 if tamb4≤ tamb < tamb5

6 se tamb5≤ tamb < tamb6

7 se tamb6≤ tamb,

dove tamb è la temperatura ambiente effettiva.

Il vettore angolare igv è definito come:

igv = [igvj] = [igv1, igv2, ... , igv6] con indice j che è:

2 se igv < igv2

3 se igv2≤ igv < igv3

4 se igv3≤ igv < igv4

5 se igv4≤ igv < igv5

6 se igv5≤ igv,

dove igv è l’angolo igv effettivo.

Il vettore di velocità albero tnh è definito come:

tnh = [tnhk] = [tnh1, tnh2, tnh3, tnh4] con l’indice k che è:

2 se tnh < tnh2

3 se tnh2≤ tnh < tnh3

4 se tnh3≤ tnh,

dove tnh è la percentuale di velocità albero effettiva. I valori di i, j e k differiscono da applicazione ad applicazione e possono includere un ampio numero di possibilità.

Vengono inserite quattro matrici 3D per calcolare la curva della temperatura di scarico di riferimento ttxh, cioè una curva di riferimento usata dall’operatore per comandare la turbina a gas. Secondo una realizzazione esemplificativa, ttxh può essere considerato come locus di punti in cui la turbina a gas opera a valori ttx e tpr ottimali. Le quattro matrici sono la matrice combustibile povero temperatura di scarico ttxl, la matrice combustibile povero rapporto di compressione tprl, la matrice combustibile ricco temperatura di scarico ttxr e la matrice combustibile ricco rapporto di compressione tprr. Gli elementi di queste matrici sono elencati qui sotto:

ttxl = [ttxli,j,k] per combustibile povero,

tprl = [tprli,j,k] per combustibile povero,

ttxr = [ttxri,j,k] per combustibile ricco e

tprr = [tprri,j,k] per combustibile ricco.

Supponendo che le condizioni operative effettive tamb, igv and tnh siano entro i range tambi-1≤ tamb < tambi; igvj-1≤ igv < igvj; e tnhk-1≤ tnh < tnhk, la curva di riferimento effettiva ttxh è data da

ttxh = ttxha Δttxh,

dove ttxha definisce una curva di riferimento per il funzionamento della turbina a gas ai punti ttx e tpr ottimali, tenendo anche conto della pressione d’ingresso del compressore e del calo della pressione di scarico della turbina a gas e Δttxh è una correzione di ttxha utilizzata per mantenere la temperatura d’accensione della turbina a valori ottimali, mentre i cali della pressione d’ingresso e di scarico della turbina variano.

La curva di riferimento ttxha viene definita come

ttxha = ttxhr ∙ (LHV - LHVl) / (LHVr – LHVl) ttxhl ∙ (LHVr - LHV) / (LHVr – LHVl),

Dove i parametri che definiscono ttxha sono così definiti:

ttxhr = ttxri-1+ (ttxri- ttxri-1) / (tprri- tprri-1) ∙ (tpr-tprri-1),

ttxhl = ttxli-1+ (ttxli-ttxli-1) / (tprli- tprli-1) ∙ (tpr-tprli-1),

LHV è il valore di riscaldamento più basso del combustibile effettivo,

LHV1 è il valore di riscaldamento più basso del combustibile povero,

LHVr è il valore di riscaldamento più basso del combustibile ricco.

Vengono applicate le seguenti interpolazioni bilineari:

ttxli-1= interpolazione bilineare(ttxli-1,j-1,k-1, ttxli-1,j,k-1, ttxli-1,j,k, ttxli-1,j-1,k, igv, tnh) =

ttxli-1,j-1,k-1(igvj- igv) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli-1,j, k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli-1,j,k∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli-1,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1),

ttxli= interpolazione bilineare(ttxli,j-1,k-1, ttxli,j,k-1, ttxli,j,k, ttxli,j-1,k, igv, tnh) = ttxli,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli,j, k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli,j,k∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1)

ttxli,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1),

tprli-1= interpolazione bilineare(tprli-1,j-1,k-1, tprli-1,j,k-1, tprli-1,j,k, tprli-1,j-

1,k, igv, tnh) =

tprli-1,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

tprli-1,j,k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1)

tprli-1,j,k∙ (igv – igvj-1) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh -tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1)

tprli-1,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk– tnhk-1),

tprli= interpolazione bilineare(tprli,j-1,k-1,tprli,j,k-1 ,tprli,j,k,tprli,j-1,k,igv,

tnh)=

tprli,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprli,j, k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprli,j,k∙ (igv – igvj-1) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1) tprli,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1), ttxri-1= interpolazione bilineare (ttxri-1,j-1,k-1, ttxri-1,j,k-1, ttxri-1,j,k, ttxri-1,j-

1,k, igv, tnh)=

=ttxri-1,j-1,k-1 ∙(igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) ttxri-1,j,k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) ttxri-1,j,k∙ (igv – igvj-1)/ (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1) ttxri-1,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1), ttxri= interpolazione bilineare(ttxri,j-1,k-1, ttxri,j,k-1, ttxri,j,k, ttxri,j-1,k, igv, tnh)=

ttxri,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) ttxri,j,k-1∙ (igv – igvj-1) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) ttxri,j,k∙ (igv – igvj-1) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1) ttxri,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1), tprri-1= interpolazione bilineare(tprri-1,j-1,k-1, tprri-1,j,k-1, tprri-1,j,k, tprri-1,j-

1,k, igv, tnh)=

tprri-1,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprri-1,j,k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprri-1,j,k∙ (igv – igvj-1) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1) tprri-1,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1), and tprri= interpolazione bilineare(tprri,j-1,k-1, tprri,j,k-1, tprri,j,k, tprri,j-1,k, igv, tnh)=

tprri,j-1,k-1∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprri,j,k-1∙ (igv - igvj-1) / (igvj- igvj-1) ∙ (tnhk- tnh) / (tnhk- tnhk-1) tprri,j,k∙ (igv – igvj-1)/ (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1) tprri,j-1,k∙ (igvj- igv) / (igvj– igvj-1) ∙ (tnh - tnhk-1) / (tnhk- tnhk-1)

Il Δttxh di correzione è dato da:

Δttxh = ttxh ∙ ((pambactual+ Δpexhaust ref) / (pambactual+ Δpexhaust))<( γ / (1- γ) ) 1)>+ ((pambactual- Δpinlet ref) / (pambactual- Δpinlet))<(γ / (1- γ) ) - 1)>),

dove γ = a ∙ tpr b con a e b costanti e γ tale da adeguarsi all’espansione politropica della turbina a gas (p ∙ t<((1 - γ)/ γ)>= costante).

Il Δttxh di correzione tiene conto, fra le altre cose, dei cali effettivi della pressione di scarico e d’ingresso della turbina a gas. Mentre le curve di controllo della temperatura per la turbina a gas (ad esempio ttxh) sono state impostate per un calo di pressione di scarico di riferimento Δpexhaust refe per un calo di pressione d’ingresso di riferimento Δpinlet ref, è possibile correggere queste curve per cali diversi della pressione di scarico e d’ingresso, utilizzando ad esempio la funzione Δttxh.

Il valore effettivo del calo di pressione d’ingresso Δpinlet actpuò essere misurato invece di essere stimato a causa della quantità di sporcizia a livello dell’ingresso del compressore. In altri termini, il calo di pressione del sistema ingresso compressore dipende dalle condizioni di flusso e dalla sporcizia presente nel filtro d’ingresso; con l’andare del tempo, il deposito periodico e la rimozione di sporcizia possono causare una variabilità non prevedibile del calo di pressione d’ingresso. In un’applicazione, se il segnale LHV non è disponibile, ad esempio a causa di guasto del calorimetro o di problemi di calibrazione, il controller 70 può essere configurato in modo tale da utilizzare un LHVdefaultper escludere l’LHV effettivo.

Le interpolazioni bilineari, l’interpolazione lineare e l’espansione politropica di cui sopra, se applicate come sopra indicato ai parametri della turbina a gas, ad esempio, angoli IGV e velocità rotazionale dell’albero in vari punti i, j e k dei range ammessi, generano il ttxset pointsulla curva di riferimento ttxh. In una realizzazione esemplificativa, vengono calcolati punti ttxset pointmultipli per la turbina a gas per varie condizioni e tutti questi punti ttxset pointfanno parte della curva ttxh. Altre curve di riferimento possono essere determinate da ttxh, come discusso successivamente. Queste curve di riferimento supplementari possono anche essere utilizzate per controllare il funzionamento della turbina a gas.

Secondo una realizzazione esemplificativa, per controllare la turbina a gas si può usare una curva TTRX della temperatura di scarico di riferimento a fronte del rapporto di compressione del compressione. La curva TTRX può essere definita come TTRX = Min(IsothermNO, ttxh), dove IsothermNOè definito come isoterma della turbina a gas in condizioni operative normali. In un’applicazione, IsothermNOrappresenta la temperatura massima alla quale il rotore della turbina può essere esposto. Una curva di controllo della temperatura di scarico a fronte dell’IGV può essere definita come TTRXGV = TTRX. Una curva di controllo della temperatura di scarico a fronte del combustibile può essere definita come TTRXB = TTRXBNOse la modalità di carico di picco è disattiva e TTRXB = TTRXBPKse la modalità di carico di picco è attiva. La modalità di carico di picco viene definita come una turbina a gas che funziona in condizioni operative costanti (temperatura ambiente, pressione, velocità albero, posizione IGV e composizione gas combustibile) ed eroga potenza maggiore rispetto al valore normale. Questa condizione si verifica quando la temperatura d’accensione della turbina a gas è più alta della temperatura nominale. TTRXBNOè dato da TTRX Min((IGVmax- IGVset point) ∙ Δ1, Δ2), dove Δ2 è un valore che limita il valore della funzione Min e TTRXBPKè dato da Min(IsothermPK, ttxh ΔPK).

ΔPK è dato da

ΔPK = Δttxr ∙ (LHV -LHVl) / (LHVr - LHVl) Δttxl ∙ (LHVr - LHV) / (LHVr - LHVl), con LHV che è il valore di riscaldamento minimo del combustibile effettivo,

LHV1 è il valore di riscaldamento minimo del combustibile povero, LHVr è il valore di riscaldamento più basso del combustibile ricco, Δttxl = Δttxli-1+ (Δttxli- Δttxli-1) ∙ (tamb – tambi-1) / (tambi- tambi-1), e Δttxr = Δttxri-1+ (Δttxri-1- Δttxri-1) ∙ (tamb – tambi-1) / (tambi- tambi-1).

Per il controllo della turbina a gas si possono utilizzare nel modo di seguito indicato il controllo temperatura di scarico mediante IGV di cui sopra e il controllo della temperatura di scarico mediante le curve del combustibile. La turbina a gas può essere comandata variando ad esempio la velocità dell’albero della turbina, l’angolo dell’IGV (che comanda direttamente la quantità d’aria erogata al compressore), la quantità di combustibile fornita al combustore, il rapporto combustibile/aria fornito al combustore, ecc. Secondo una realizzazione esemplificativa, per una turbina a gas singola, viene dapprima usato l’angolo dell’IGV per comandare il funzionamento della turbina a gas, cioè mantenere il ttxact point sulla curva ttxh sopra calcolata (nel piano ttx a fronte del piano tpr). In altri termini, quando il ttxact point effettivo devia dalla curva ttxh per varie condizioni relative alla turbina a gas (ad esempio, modifica di carico), un primo comando regola l’angolo dell’IGV per portare il ttxact point della turbina a gas al ttxset point. Tuttavia, questo comando può raggiungere un punto di saturazione, cioè un punto nel quale l’angolo dell’IGV non può essere ulteriormente modificato oppure non si desidera più modificarlo. A questo punto, la quantità di combustibile da erogarsi alla turbina a gas può essere variata finché il ttxact point verrà fatto coincidere con il ttxset point. Se questo comando si satura, è possibile variare il rapporto fra il combustibile fornito dal compressore e il combustibile iniettato nel combustore, limitando in tal modo la portata del flusso del combustibile e regolando ulteriormente il ttxact point.

Per determinare in modo completo la curva ttxh nel piano ttx a fronte del piano tpr, viene qui di seguito discussa la determinazione del rapporto di compressione della turbina tpr. La temperatura di scarico della turbina a gas è meno difficile da stimare che da misurare. Anche se le pressioni interessate nel rapporto di compressione della turbina tpr possono essere misurate, è preferibile calcolare il tpr come discusso di seguito, in quanto più accurato del tpr misurato. A questo riguardo, si noti che i vortici possono apparire nei punti 80 e 60 della turbina a gas, il che rende le pressioni misurate meno accurate, in quanto suscettibili di variazioni su piccola distanza. La stima può essere effettuata basandosi sulle caratteristiche del calo di pressione del passaggio fumi, sui dati del gas di scarico e sulla pressione ambiente. Secondo una realizzazione esemplificativa, il rapporto di compressione della turbina tpr viene determinato sulla base del calo di pressione di scarico stimato e sulla pressione di efflusso assoluta del compressore. In una realizzazione, il calo di pressione di scarico viene determinato al punto 60 (vedere Figura 2), mentre la pressione di efflusso assoluta del compressore viene determinata al punto 80 (vedere Figura 2). In un’altra realizzazione, per un compressore dotato di stadi multipli, la pressione di efflusso assoluta del compressore viene determinata dopo il diffusore d’efflusso, che è a valle dell’ultimo stadio. Secondo questa realizzazione esemplificativa, viene misurata la pressione d’efflusso assoluta del compressore.

Secondo una realizzazione esemplificativa, il calo di pressione di scarico è costituto da due termini, il calo di pressione dovuto ad una massa scorrente nel passaggio fumi della turbina 50 e un recupero di pressione dovuto all’effetto camino. L’effetto camino può manifestarsi se esiste una differenza di elevazione fra lo scarico della turbina a gas e lo scarico del passaggio fumi nell’atmosfera. Il primo termine è dato da aa∙ ρexhaust∙ v<2>e il secondo termine è dato da (ρair- ρexhaust) ∙ Δh. Il significato di ciascuna costante, di ciascun parametro e di ciascuna variabile utilizzati viene fornito successivamente. Così, il calo di pressione di scarico totale dovuto alla massa scorrente nel passaggio fumi può essere espresso come:

Δpexhaust= aa∙ pexhaust∙ v<2>- (ρair- ρexhaust) ∙ Δh, che può essere riscritto come

aa∙ ρexhaust∙ v<2>= aa∙ ρexhaust∙ (Wexhaust/ (ρexhaust∙ ab))<2>=

aa∙ (Wexhaust/ ab)<2>/ ρexhaust= a / ρexhaust∙ Wexhaust<2>.

Per semplificare questa espressione, si supponga che la densità ρ del gas del passaggio fumi sia indipendente dal calo di pressione di scarico effettivo e dipenda solo dalla pressione di scarico, che qui è la temperatura ambiente, in quanto il calo di pressione di discarico si suppone sia solo una piccola frazione della pressione ambientale. Così, l’errore introdotto da questa semplificazione può essere trascurato. La densità del gas di scarico ρexhaustpuò essere espressa come:

ρexhaust= ρexhaust ref∙ ttxref/ ttxact∙ pambact/ pambref.

La densità dell’aria dell’ambiente può essere espressa come:

ρair= ρair ref∙ tambref/ tambact∙ pambact/ pambref,

dove:

ρexhaustè la densità del gas di scarico alla temperatura ttxacte alla pressione ambientale pambact,

ρexhaust refè la densità del gas di scarico alla temperatura ttxrefe alla pressione ambiente pambref,

Ρairè la densità dell’aria ambientale alla pressione e alla temperatura effettive,

Ρair refè la densità dell’aria ambientale alla pressione e alla temperatura di riferimento,

Δh è la differenza di elevazione fra lo scarico della turbina a gas e lo scarico del passaggio fumi nell’atmosfera,

v è la velocità di scarico all’interno del passaggio fumi,

ttxrefè la temperatura di scarico di riferimento,

Ttxactè la temperatura di scarico effettiva,

pambrefè la pressione ambientale di riferimento,

Pambactè la pressione ambientale effettiva,

Wexhaustactè la portata di flusso della massa di gas di scarico effettivo

e

a è una costante tipica del condotto di scarico specifico.

In questa realizzazione esemplificativa si suppone che la composizione

del gas di scarico sia sostanzialmente costante nel corso di un’operazione in modalità premiscelata e così la sua densità sia sostanzialmente costante ad una data temperatura.

La portata del flusso di massa di scarico può essere stimata come segue.

Si supponga che la portata del flusso di massa d’aria del compressore

sia indipendente dal rapporto di compressione del compressore in

quanto l’errore introdotto da questa supposizione è trascurabile ai fini

della stima del calo di pressione di scarico. La portata del flusso della

massa d’aria del compressore assiale della turbina a gas può essere

stimata mediante la seguente funzione di trasferimento:

Wairact= SGha∙ pinletact/ pinletref∙ (f3∙ x<3>+ f2∙ x<2>+ f1∙ x f0) ∙ f4∙ Wairref∙ k, dove

f0= a0∙ y<3>+ b0∙y<2>+ c0∙ y,

f1= a1∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c1∙ y,

f2= a2∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c2∙ y,

f3= a3∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c3∙ y,

f4 = a41∙z<3>+ b41∙ z<2>+ c41∙ z d41se tnhact/ tnhref< tnhthresholde

a42∙ z<3>+ b42∙ z<2>+ c42∙ z d42if tnhact/ tnhref≥ tnhthreshold,

x = igvact/ igvref,

y = tnhact/ tnhref∙ (tinletref/ tinletact)<0.5>,

z = tnhact/ tnhref∙ (tinletref/ tinletact) e

aie aijsono costanti specifiche all’applicazione.

Dato che la turbina a gas è dotata di sistema IBH, in certe condizioni operative di carico parziale, una frazione della portata di flusso di

massa d’aria del compressore viene rimessa in circolo e non entra nel condotto di scarico. Inoltre, la portata di flusso di massa di gas combustibile entra interamente attraverso il condotto di scarico.

Pertanto Wexhaustact= Wairact∙ (1-IBHfraction) Wfuelact. In questa realizzazione esemplificativa, si è supposto che l’aria ai cuscinetti compensi l’aria provenienti dai ventilatori di raffreddamento.

Considerando che mentre la turbina a gas è in controllo temperatura di

scarico e il rapporto massa combustibile/aria è sostanzialmente costante

per una specifica composizione di gas combustibile, il rapporto del

flusso di massa combustibile/aria viene valutato nel modo seguente:

faratio= Wfuelact/ Wairact= Wfuelref/ Wairref∙ LHVref/ LHVact= faratio ref∙ LHVref/ LHVact.

IBHfractionè un punto di regolazione generato dal pannello di controllo e controllato mentre il sistema non è in errore. Quindi, la portata del

flusso di massa di scarico può essere valutato come segue:

Wexhaustact= Wairact∙ (1-IBHfraction) ∙ (1 faratio ref∙ LHVref/ LHVact). La gravità specifica dell’aria umida SGhapuò essere valutata sull’umidità specifica, come segue:

SGha= ρha/ ρda,

mha= mda+ mwv,

mda= mha∙ (1-sh),

mwv= mha∙ sh, e

vha= mha/ ρha= mda/ ρda+ mwv/ ρwv.

Moltiplicando quest’ultima espressione per ρha, si ottiene la seguente equazione:

mha= mda∙ ρha/ ρda+ mwv∙ ρha/ ρwv, dove

ρha/ ρda= SGhaand ρha/ ρwv= ρha∙ ρda/ ρda∙ ρwv= SGha/ SGwv.

Da cui,

mha= mda∙ ρha/ ρda+ mwv∙ ρha/ pwv= mda∙ SGha+ mwv∙ SGha/ SGwv, oppure

mha= (1-sh) ∙ mha∙ SGha+ sh ∙ mha∙ SGha/ SGwv.

Dividendo quest’ultima espressione per mha

1= (1-sh) ∙ SGha+ sh ∙ SGha/ SGwv, o

SGwv= SGha∙ ((1-sh) ∙ SGwv+ sh).

Si ottiene infine

SGha= SGwv/ ((1-sh) ∙ SGwv+ sh).

Se il segnale di umidità specifica non è disponibile o se il trasmettitore è in una modalità errore, il segnale di umidità specifica può essere sostituito da una curva di umidità specifica a fronte della temperatura ambiente generata dall’interpolazione dei dati riportati in Tabella 1: Tabella 1

shdefault Umidità media specifica dell’aria a fronte di temperatura ambiente

tamb tamb1tamb2… … … tamb6tamb7shish1sh2… … … sh6sh7Nei calcoli sopra impiegati sono state utilizzate le seguenti annotazioni: pinletactè la pressione effettiva dell’aria a livello dell’ingresso compressore,

pinletrefè la pressione di riferimento dell’aria a livello dell’ingresso compressore,

tamb è la temperatura ambiente.

tinletactè la temperatura effettiva dell’aria a livello dell’ingresso compressore e può essere misurata con almeno due termocoppie in modo tale che la lettura massima delle termocoppie sia considerata tinletacto nel caso in cui una termocoppia sia difettosa e/o la differenza fra le letture sia troppo grande (ad esempio 10 F), tamb viene considerata tinletact,

tinletrefè la temperatura di riferimento dell’aria a livello dell’ingresso compressore,

tnhactè la velocità effettiva del compressore,

tnhrefè la velocità di riferimento del compressore,

igvactè l’angolo igv effettivo,

igvrefè l’angolo igv di riferimento,

Wairactè la portata di flusso della massa d’aria a livello dell’ingresso compressore,

Wairrefè la portata di flusso della massa d’aria di riferimento a livello dell’ingresso compressore,

Wexhaustactè la portata di flusso della massa di gas di scarico effettivo, Wfuelactè la portata di flusso della massa di combustibile, IBHfractionè la frazione di aria spurgata dallo scarico del compressore, faratio refè il rapporto della massa d’aria combustibile di riferimento, LHVrefè l’LHV del combustibile gas di riferimento,

LHVactè l’LHV del combustibile gas effettivo,

sh è l’umidità specifica per l’aria,

SGxxè la gravità specifica di xx (vedere elenco dei pedici qui di seguito),

ρxxè la densità di xx (vedere elenco dei pedici qui di seguito), mxxè la densità di xx (vedere elenco dei pedici qui di seguito), Vxxè il volume di xx (vedere elenco dei pedici qui di seguito), ha è l’aria umida,

wv è il vapore acqueo e

da è l’aria secca.

Avendo calcolato la gravità specifica, la portata del flusso di massa attraverso il compressore e altri parametri come sopra discusso, ora è possibile calcolare il rapporto pressione turbina tpr. L’algoritmo per calcolare tpr può essere così riepilogato:

- calcolare che SGhasia SGwv/ ((1-sh) ∙ SGwv+ sh) se il segnale sh è valido e disponibile e shdefaultse c’è un guasto del trasmettitore di segnale sh;

- supporre x = igvact/ igvref, y = tnhact/ tnhref∙ (tinletref/ tinletact)<0.5>e z = tnhact/ tnhref∙ (tinletref/ tinletact);

- f0= a0∙ y<3>+ b0∙y<2>+ c0∙ y,

- f1= a1∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c1∙ y,

- f2= a2∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c2∙ y,

- f3= a3∙ y<3>+ b1∙y<2>+ c3∙ y,

- f4 = a41∙z<3>+ b41∙ z<2>+ c41∙ z d41if tnhact/ tnhref< tnhthresholde

- a42∙ z<3>+ b42∙ z<2>+ c42∙ z d42if tnhact/ tnhref≥ tnhthreshold; - definire Wairact= SGha∙ pinletact/ pinletref∙ (f3∙ x<3>+ f2∙ x<2>+ f1∙ x f0) ∙ f4∙ Wairref∙ k,

- valutare Wexhaustact= Wairact∙ (1-IBHfraction) ∙ (1 faratio ref∙ LHVref/ LHVact),

- calcolare ρair= ρair ref∙ tambref/ tambact∙ pambact/ pambref,- calcolare ρexhaust= ρexhaust ref∙ ttxref/ ttxact∙ pambact/ pambref.- calcolare Δpexhaust= aa∙ ρexhaust∙ v<2>- (ρair- ρexhaust) ∙ Δh, e - valutare tpr = cpd / (pambact+ Δpexhaust), dove cpd è la pressione di scarico assoluta del compressore, misurata in questa applicazione.

Così, la curva ttxh 104 (vedere Figura 6) viene determinata in modo completo in questa fase. Se le curve di controllo della temperatura per la turbina a gas sono state set up per un calo di pressione di scarico di riferimento Δpexhaust refe per un calo di pressione d’ingresso di riferimento Δpinlet ref, è possibile correggere le curve di controllo della temperatura per cali diversi della pressione di scarico e d’ingresso, ad esempio, quello effettivo, utilizzando la correzione Δttxh, come già discusso qui sopra.

Verranno ora discussi uno o più vantaggi della logica di controllo della temperatura descritta in precedenza. Dato che l’intera procedura sopra sviluppata per il controllo della turbina a gas è a base di matrici, detta procedura è flessibile e consente una facile messa a punto sul posto. La procedura può introdurre un bias nella temperatura di scarico controllata, durante il funzionamento normale e a carico di picco, basato sul LHV effettivo del combustibile (o su altre caratteristiche del combustibile se specificato altrimenti. Sulla base di tale bias è possibile controllare meglio le emissioni di sostanze inquinanti, le dinamiche di combustione e i margini di turndown.

Quando è abilitata la modalità di picco, la turbina a gas può rimanere alla normale temperatura d’accensione se la potenza di carico di base è sufficiente a coprire la domanda di potenza del macchinario azionato e la turbina a gas può restare in overfiring se di carico di base non copre la domanda di potenza del macchinario azionato. Al valore d’accensione di picco può essere applicato un bias secondo le caratteristiche del combustibile. Sulla base di questo comportamento "intelligente", mantenendo sempre abilitata la modalità di picco, è possibile configurare la turbina a gas in modo tale che sia più reattiva in caso di variazione del carico base dell’indice Wobbe modificato (MWI) e/o in modo che effettui un incremento di carico maggiore a partire da qualsiasi punto operativo (massima riserva di rotazione). L’MWI è pari a LHVgas/(SGgas∙ Tgas)<0,5>, in cui sia LHVgasil valore di riscaldamento inferiore del gas, SGgasla gravità specifica del gas e Tgasla temperatura del gas combustibile.

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, illustrata in Figura 8, si ha un metodo di controllo del punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina. Il metodo comprende una fase 800 di determinazione della pressione di scarico di una turbina a gas a livello dello scarico della turbina; the turbine; una fase 802 di misurazione dell’efflusso di pressione di un compressore a livello del compressore; una fase 804 di determinazione di un rapporto di compressione della turbina in base alla pressione di scarico della turbina e all’efflusso di pressione del compressore; una fase 806 di calcolo di una temperatura di scarico a livello dello scarico della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina; una fase 808 di identificazione di una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas; e una fase 810 di controllo della turbina a gas allo scopo di mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico di riferimento.

Alternativamente, per controllare la turbina possono essere eseguite anche le seguenti fasi. La turbina a gas può avere palette guida in ingresso disposte a un ingresso del compressore e configurate in modo tale da regolare una quantità del fluido che entra nel compressore allo scopo di mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico di riferimento. Il processore della turbina a gas può essere configurato in modo tale da usare la curva di temperatura di scarico di riferimento per controllare una temperatura d’accensione del combustore, dove la temperatura d’accensione è la temperatura dei prodotti della combustione a valle di un ugello di primo stadio della turbina o per calcolare una pressione di scarico della turbina dovuta ad una massa che scorre nel passaggio fumi della turbina e per calcolare un recupero di pressione dovuto ad un effetto camino, dove l’effetto camino è dovuto ad una differenza d’elevazione fra lo scarico della turbina e la scarico del passaggi fumi in atmosfera e aggiungere insieme la pressione di scarico della turbina dovuta alla massa che scorre e al recupero di pressione per ottenere la pressione di scarico della turbina. La pressione di scarico può dipendere da ρexhaust, ovvero la densità del gas di scarico alla temperatura di scarico effettiva e pressione ambiente effettiva; ρexhaust ref, ovvero la densità del gas di scarico alla temperatura di scarico di riferimento e pressione ambiente di riferimento; ρair, ovvero la densità dell'aria ambiente alla pressione e temperatura effettiva; ρair ref, ovvero la densità dell'aria ambiente alla pressione e temperatura di riferimento; Δh, ovvero la differenza di elevazione tra lo scarico della turbina e lo scarico dei fumi in atmosfera; v, ovvero la velocità di scarico nel passaggio fumi; ttxref, ovvero la temperatura di riferimento dello scarico; ttxact, ovvero la temperatura effettiva dello scarico; pambref, ovvero la pressione ambiente di riferimento; pambact, ovvero la pressione ambiente effettiva; pinletact, ovvero la pressione effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; pinletref, ovvero la pressione di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; tamb, ovvero la temperatura ambiente; tinletact, ovvero la temperatura effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; tinletref, ovvero la temperatura di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; tnhact, ovvero la velocità effettiva del compressore; tnhref, ovvero la velocità di riferimento del compressore; igvact, ovvero l'angolo effettivo di IGV; igvref, ovvero l'angolo di riferimento di IGV; Wairact, ovvero la portata di massa effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; Wairref, ovvero la portata di massa di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; Wexhaustact, ovvero la portata di massa effettiva del gas di scarico; Wfuelact, ovvero la portata di massa effettiva del combustibile; IBHfraction, ovvero la frazione di aria sfiatata dall'efflusso del compressore; faratio ref, ovvero il rapporto di massa combustibile/aria di riferimento; LHVref, ovvero il LHV di riferimento del gas combustibile; LHVact, ovvero il LHV effettivo del gas combustibile; sh, ovvero l'umidità specifica dell'aria; ha, ovvero aria umida; wv, ovvero vapore acqueo; da, ovvero aria secca; SGxx, ovvero la gravità specifica di ha, wv o da; ρxx, ovvero la densità di ha, wv, o da; mxx, ovvero la massa di ha, wv o da; Vxx, ovvero il volume di ha, wv o da.

Il processore può essere configurato in modo tale da dividere l’efflusso di pressione del compressore per la pressione di scarico della turbina per ottenere il rapporto di compressione della turbina o identificare la pluralità di punti operativi per la turbina a gas nel piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina; o per applicare interpolazioni bilineari multiple alla pluralità di punti identificati; e per determinare un primo assieme di punti per un gas povero e un secondo assieme per un gas ricco. Inoltre, il processore può essere configurato in modo tale da applicare un’interpolazione lineare a punti del primo assieme e del secondo assieme, avendo detti punti lo stesso rapporto di compressione della turbina o da applicare una correzione politropica ad un risultato dell’interpolazione lineare per calcolare una temperatura di scarico di punto di regolazione.

Secondo un’altra forma di realizzazione esemplificativa, è presente un supporto leggibile da PC comprendente istruzioni eseguibili per il computer, in cui le istruzioni, quando vengono eseguite, implementano un metodo di controllo di un punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina.

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, la curva di riferimento ttxh della temperatura di scarico, la curva di soglia ttxth della temperatura di scarico e altre curve rappresentate nel piano (ttx, tpr) possono essere calcolate su altri parametri che caratterizzano un combustibile invece del potere calorifico inferiore (LHV). Tali parametri possono essere ad esempio un fattore NOx (ossidi dell’azoto), un rapporto tra infiammabilità superiore e inferiore (il limite inferiore di infiammabilità è la percentuale minima di combustibile in un dato volume di miscela di combustibile e aria (o altro ossidante) che sostenga una fiamma autopropagante e il limite superiore di infiammabilità è la percentuale massima di combustibile nel volume dato che sostenga una fiamma autopropagante), ecc. In altri termini, la curva ttxh è stata calcolata nella forma di realizzazione esemplificativa sopra descritta come ttxh = ttxha Δttxh, dove ttxha = ttxhr ∙ (LHV LHVl) / (LHVr – LHVl) ttxhl ∙ (LHVr - LHV) / (LHVr – LHVl). Tuttavia, ttxha dipende dal potere calorifico inferiore LHV del combustibile e non, ad esempio, dal fattore NOx, dal rapporto di infiammabilità superiore-inferiore, ecc.

Pertanto, se una turbina a gas viene alimentata in sequenza con un primo e un secondo combustibile, con lo stesso indice MWI, ma diversi fattori NOx, l’algoritmo sopra discusso per il calcolo di ttxh non è sensibile al fattore NOx in quanto tale fattore non fa parte della funzione ttxha. Dato che il fattore MWI dipende dal LHV, come evidenziato dalla formula di ttxha, ttxha e implicitamente la curva ttxh sono influenzati dalla variazione dell’indice MWI del combustibile. Tuttavia, dato che il primo e il secondo combustibile hanno indici MWI simili, la curva ttxh e altre curve basate sulla variabile LHV non riusciranno a “vedere” che la turbina a gas viene alimentata da combustibile diversi.

Per questo motivo, secondo una forma di realizzazione esemplificativa, le curve ttxh, ttxth e altre possono essere calcolate come funzioni del fattore NOx, del rapporto di infiammabilità superiore-inferiore o di altri parametri caratteristici di un combustibile. In un’applicazione, gli stessi algoritmi e funzioni matematiche possono essere usati per calcolare le nuove curve ttxh, ttxth ma sostituendo al parametro LHV il nuovo parametro. Tuttavia, possono essere usati altri algoritmi e/o funzioni per calcolare le curve ttxh, ttxth e altre possono essere calcolate in base al fattore NOx, al rapporto di infiammabilità superiore-inferiore, ecc. In altre parole, il controller 70 può essere configurato per calcolare le curve desiderate in diversi piani (ttx, tpr), ciascuno corrispondente a un dato parametro del combustibile.

In via illustrativa e non limitativa, viene illustrato in Figura 9 un esempio di controller 900 rappresentativo capace di eseguire operazioni secondo le forme di realizzazione esemplificative. Il controller 70 trattato in precedenza in riferimento alla Figura 2 può avere la struttura del controller 900. Resta tuttavia inteso che i principi delle presenti forme di realizzazione esemplificative sono egualmente applicabili a un processore, sistema PC, ecc.

Il controller 900 esemplificativo può contenere un’unità di elaborazione/controllo 902, ad esempio un microprocessore, calcolatore RISC (Reduced Instruction Set Computer) o altro modulo centrale d’elaborazione. L’unità d’elaborazione 902 non necessita di essere un dispositivo singolo e può includere uno o più processori. Ad esempio, l’unità d’elaborazione 902 può includere un processore master e processori slave associati, accoppiati per comunicare con il processore master.

L’unità d’elaborazione 902 può controllare le funzioni base del sistema come imposto dai programmi disponibili nello storage/nella memoria 904. In tal modo, l’unità d’elaborazione 902 può eseguire le funzioni descritte in Figura 8. Più in particolare, lo storage/la memoria 904 possono includere un sistema operativo e moduli di programma per l’esecuzione di funzioni e applicazioni sul controller. Ad esempio, lo storage di programma può includere una o più memorie di sola lettura (ROM), una ROM flash, ROM programmabili e/o cancellabili, una memoria ad accesso casuale (RAM), un modulo interfaccia abbonato (SIM), un modulo interfaccia wireless (WIM), una smart card o altro un dispositivo di memoria amovibile, ecc. Anche i moduli di programma e le opzioni associate possono essere trasmessi al controller 900 mediante segnali di dati, come dati scaricati elettronicamente dalla rete, ad esempio da Internet.

Uno dei programmi che possono essere memorizzati nello storage/memoria 904 è un programma specifico 906. Come descritto in precedenza, il programma specifico 906 può memorizzare parametri rilevanti della turbina a gas e può inoltre includere istruzioni per il calcolo della curva di soglia di trasferimento dalla modalità principale alla modalità povero-povero e l’invio di istruzioni per aprire o chiudere l’IGV, ecc. Il programma 906 e le funzioni associate possono essere implementati in software e/o firmware utilizzabili mediante il processore 902. Lo storage/memoria di programma 904 può essere usato anche per memorizzare dati 908, ad esempio i parametri rilevanti della turbina a gas o altri dati associati alle presenti forme di realizzazione esemplificative. In una realizzazione esemplificativa, i programmi 906 e i dati 908 sono memorizzati in una ROM programmabile, non volatile, elettricamente caricabile (EEPROM), in una ROM flash, etc. in modo tale che le informazioni non vadano perdute allo spegnimento del sistema computerizzato parallelo 900.

Il processore 902 può anche essere accoppiato agli elementi dell’interfaccia utente 910 associati a una stazione di controllo in una centrale elettrica. L’interfaccia utente 910 della centrale elettrica può includere ad esempio un display 912, come un display a cristalli liquidi, una tastiera 914, un altoparlante 916 e un microfono 918. Questi e altri componenti d’interfaccia utente sono accoppiati al processore 902, come noto nell’arte. La tastiera 914 può includere tasti alfanumerici per eseguire varie funzioni, inclusa la composizione di numeri e l’esecuzione di operazioni assegnate a uno o più tasti. In alternativa, possono essere utilizzati altri meccanismi di interfaccia utente, come comandi vocali, interruttori, touch pad/screen, interfaccia grafica utente con dispositivo puntatore, trackball, joystick o qualsiasi altro meccanismo d’interfaccia utente.

Il controller 900 può anche includere un processore di segnali digitali (DSP) 920. Il DSP 920 può eseguire varie funzioni, inclusi conversione analogico-digitale (A/D), conversione digitale-analogica (D/A), codifica/decodifica del discorso, trasformazione crittografica/decrittazione, rilevamento e correzione errori, traduzione di flussi di bit, filtraggio, ecc. Il ricetrasmettitore 922, generalmente accoppiato ad un’antenna 924, può trasmettere e ricevere i radiosegnali associati a un dispositivo wireless.

Il controller 900 di Figura 9 viene fornito come esempio rappresentativo di un ambiente computerizzato in cui i principi delle presenti realizzazioni esemplificative possono essere applicate. Dalla descrizione qui fornita, l’esperto dell’arte capirà che la presente invenzione è ugualmente applicabile in un’ampia varietà di altri ambienti computerizzati mobili e fissi attualmente noti e futuri. Ad esempio, l’applicazione specifica 906, le opzioni associate e i dati 908 possono essere memorizzati in un’ampia varietà di modi, possono essere operabili su vari dispositivi di elaborazione e possono essere operabili in dispositivi mobili con circuiti di supporto e meccanismi di interfaccia utente supplementari, di minor numero o diversi. Si noti che i principi delle presenti realizzazioni esemplificative sono ugualmente applicabili a terminali non mobili, cioè sistemi computerizzati di tipo linea terrestre.

Le forme di realizzazione esemplificative descritte forniscono una turbina a gas e un metodo per il controllo della turbina a gas basato su un nuovo paradigma e tipo di soglia. Deve essere chiaro che la presente descrizione non intende limitare l’invenzione. Al contrario, le forme di realizzazione esemplificative intendono applicarsi alle alternative, alle modifiche e alle soluzioni equivalenti, che rientrano nello spirito e nel campo d’applicazione dell’invenzione secondo quanto definito dalle rivendicazioni allegate. Inoltre, nella descrizione dettagliata delle forme di realizzazione esemplificative, sono esposti numerosi dettagli specifici al fine di consentire una comprensione esauriente dell’invenzione rivendicata. Tuttavia, l’esperto dell’arte comprenderebbe che varie realizzazioni possono essere attuate senza tali dettagli specifici.

Nonostante le caratteristiche e gli elementi delle presenti forme di realizzazione esemplificative siano descritti nelle realizzazioni in particolari combinazioni, ciascuna caratteristica o ciascun elemento possono essere utilizzati singolarmente senza le altre caratteristiche e gli altri elementi delle realizzazioni o in varie combinazioni con o senza altre caratteristiche e altri elementi divulgati dal presente documento. Come verrà apprezzato dall’esperto dell’arte, le realizzazioni esemplificative potranno essere realizzate in un dispositivo di comunicazione wireless, in una stazione di controllo in una centrale elettrica, come metodo oppure in un programma per PC. Di conseguenza, le realizzazioni esemplificative potranno prendere la forma di una realizzazione interamente hardware o di una realizzazione che combini aspetti hardware con aspetti software. Inoltre, le realizzazioni esemplificative possono prendere la forma di programma informatico memorizzato su un supporto leggibile da PC che ha istruzioni leggibili da PC incorporate nel supporto. Può essere utilizzato qualsiasi supporto adeguato leggibile da PC, inclusi hard disk, CD-ROM, Digital Versatile Disc (DVD), dispositive a memorizzazione ottica o magnetica come floppy disk o nastro magnetico. Altri esempi non limitanti di supporti leggibili da PC includono memorie flash o altre memorie note.

Nonostante le caratteristiche e gli elementi delle presenti forme di realizzazione esemplificative siano descritti nelle realizzazioni in particolari combinazioni, ciascuna caratteristica o ciascun elemento possono essere utilizzati singolarmente senza le altre caratteristiche e gli altri elementi delle realizzazioni o in varie combinazioni con o senza altre caratteristiche e altri elementi divulgati dal presente documento. I metodi o i diagrammi di flusso forniti nella presente applicazione possono essere implementati in programma, in un software o in un firmware per PC tangibilmente incorporati in un supporto informatico leggibile da PC per l’esecuzione mediante PC o processore specificamente programmati.

La presente descrizione scritta utilizza degli esempi per divulgare l’invenzione, compresa la migliore soluzione, anche per consentire a qualsiasi esperto in materia di attuare l’invenzione, compresi la realizzazione e l’utilizzo di qualsiasi dispositivo o sistema e l’esecuzione di qualsiasi metodo incorporato. Il campo d’applicazione brevettabile dell’invenzione è definito dalle rivendicazioni e può includere altri esempi che possono venire in mente agli esperti in materia. Si intenderà che tali altri esempi sono compresi nel campo d’applicazione delle rivendicazioni se presentano elementi strutturali che non differiscono dal testo letterale delle rivendicazioni, o se includono elementi strutturali equivalenti che rientrano nel testo letterale delle rivendicazioni.

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Un metodo per controllare un punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina, detto metodo comprendente: la determinazione di una pressione di scarico a livello di uno scarico della turbina; la misura di un efflusso di pressione del compressore a livello del compressore; la determinazione di un rapporto di compressione della turbina sulla base della pressione dello scarico e dell’efflusso di pressione del compressore; il calcolo di una temperatura di scarico a livello dell’efflusso della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina; l’identificazione di una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas; e il controllo della turbina a gas per mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico di riferimento. 2. Il metodo della Rivendicazione 1, comprendente inoltre: la regolazione si un delle palette guida in ingresso disposte ad un ingresso del compressore per mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico di riferimento. 3. Il metodo della Rivendicazione 1, comprendente inoltre: l’uso della curva della temperatura di scarico di riferimento per controllare una temperatura d’accensione del combustore, dove la temperatura d’accensione è la temperatura dei prodotti della combustione a valle di un ugello di primo stadio della turbina. 4. Il metodo della Rivendicazione 1, dove la determinazione della pressione di scarico della turbina comprende: il calcolo di un calo di pressione di scarico dovuto al flusso di massa nel passaggio fumi della turbina; il calcolo di un recupero di pressione dovuto all’effetto camino, in cui detto effetto camino sia dovuto a una differenza di elevazione tra lo scarico della turbina e lo scarico dei fumi in atmosfera; e l’aggiunta insieme del calo di pressione di scarico dovuto al flusso di massa e del recupero di pressione per ottenere la pressione di scarico. 5. Il metodo della Rivendicazione 1, in cui la pressione di scarico può dipendere da: ρexhaust, ovvero la densità del gas di scarico alla temperatura di scarico effettiva e pressione ambiente effettiva; ρexhaust ref, ovvero la densità del gas di scarico alla temperatura di scarico di riferimento e pressione ambiente di riferimento; ρair, ovvero la densità dell'aria ambiente alla pressione e temperatura effettiva; ρair ref, ovvero la densità dell'aria ambiente alla pressione e temperatura di riferimento; Δh, ovvero la differenza di elevazione tra lo scarico della turbina e lo scarico dei fumi in atmosfera; v, ovvero la velocità di scarico nel passaggio fumi; ttxref, ovvero la temperatura di riferimento dello scarico; ttxact, ovvero la temperatura effettiva dello scarico; pambref, ovvero la pressione ambiente di riferimento; pambact, ovvero la pressione ambiente effettiva; pinletact, ovvero la pressione effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; pinletref, ovvero la pressione di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; tamb, ovvero la temperatura ambiente; tinletact, ovvero la temperatura effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; tinletref, ovvero la temperatura di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; tnhact, ovvero la velocità effettiva del compressore; tnhref, ovvero la velocità di riferimento del compressore; igvact, ovvero l'angolo effettivo di IGV; igvref, ovvero l'angolo di riferimento di IGV; Wairact, ovvero la portata di massa effettiva dell'aria all'ingresso del compressore; Wairref, ovvero la portata di massa di riferimento dell'aria all'ingresso del compressore; Wexhaustact, ovvero la portata di massa effettiva del gas di scarico; Wfuelact, ovvero la portata di massa effettiva del combustibile; IBHfraction, ovvero la frazione di aria sfiatata dall'efflusso del compressore; faratio ref, ovvero il rapporto di massa combustibile/aria di riferimento; LHVref, ovvero il LHV di riferimento del gas combustibile; LHVact, ovvero il LHV effettivo del gas combustibile; sh, ovvero l'umidità specifica dell'aria; ha, ovvero aria umida; wv, ovvero vapore acqueo; da, ovvero aria secca; SGxx, ovvero la gravità specifica di ha, wv o da; ρxx, ovvero la densità di ha, wv, o da; mxx, ovvero la massa di ha, wv o da; Vxx, ovvero il volume di ha, wv o da. 6. Il metodo della Rivendicazione 1, dove la fase di determinazione del rapporto di compressione della turbina comprende la divisione dell’efflusso di pressione del compressore o una pressione d’ingresso della turbina per la pressione di scarico per ottenere il rapporto di compressione della turbina. 7. Il metodo della Rivendicazione 1, dove la fase di calcolo della temperatura di scarico comprende: l’identificazione di una pluralità di punti operativi per la turbina a gas nel piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina; l’applicazione di interpolazioni bilineari multiple alla pluralità di punti identificati; e la determinazione di un primo assieme di punti per un gas povero e un secondo assieme di punti per un gas ricco. 8. Il metodo della Rivendicazione 7, comprendente inoltre: l’applicazione di un’interpolazione lineare a punti del primo assieme e del secondo assieme, avendo detti punti un uguale rapporto di compressione della turbina. 9. Il metodo della Rivendicazione 8, comprendente inoltre: l’applicazione di una correzione politropica a un risultato dell’interpolazione lineare per calcolare una temperatura di scarico di punto di regolazione. 10. Una turbina a gas dotata di un controller per comandare un punto operativo della turbina a gas, detta turbina a gas comprendente: un compressore configurato per comprimere un fluido; un combustore collegato al compressore e configurato per ricevere il fluido compresso dal compressore e il combustibile; almeno una turbina collegata al compressore e configurata in modo tale da espandere il gas combusto dal combustore per generare potenza ad un’uscita della turbina a gas; un sensore di pressione fornito a livello dell’efflusso del compressore per misurare l’efflusso di pressione del compressore; e un processore che comunichi con il sensore di pressione e che sia ad esso configurato per, determinare un calo della pressione di scarico allo scarico della turbina, determinare un rapporto di compressione della turbina sulla base della pressione dello scarico e dell’efflusso di pressione del compressore, calcolare una temperatura di scarico a livello dell’efflusso della turbina come funzione del rapporto di compressione della turbina; identificare una curva della temperatura di scarico di riferimento in un piano definito dalla temperatura di scarico e dal rapporto di compressione della turbina, dove la curva della temperatura di scarico di riferimento includa i punti considerati ottimali per il funzionamento della turbina a gas, e controllare la turbina a gas per mantenere il punto operativo sulla curva della temperatura di scarico di riferimento. CLAIMS / RIVENDICAZIONI 1. A method for controlling an operating point of a gas turbine that includes a compressor, a combustor and at least a turbine, the method comprising: determining a turbine exhaust pressure at an exhaust of the turbine; measuring a compressor pressure discharge at the compressor; determining a turbine pressure ratio based on the turbine exhaust pressure and the compressor pressure discharge; calculating an exhaust temperature at the exhaust of the turbine as a function of the turbine pressure ratio; identifying a reference exhaust temperature curve in a plane defined by the exhaust temperature and the turbine pressure ratio, wherein the reference exhaust temperature curve includes those points that are optimal for operating the gas turbine; and controlling the gas turbine to maintain the operating point on the reference exhaust temperature curve.
2. The method of Claim 1, further comprising: adjusting an angle of inlet guide vanes disposed at an inlet of the compressor to maintain the operating point on the reference exhaust temperature curve.
3. The method of Claim 1, further comprising: using the reference exhaust temperature curve to control a firing temperature of the combustor, wherein the firing temperature is the temperature of the combustion products downstream a first stage nozzle of the turbine.
4. The method of Claim 1, wherein the determining a turbine exhaust pressure step comprises: calculating an exhaust pressure drop due to a mass flowing in the flue of the turbine; calculating a pressure recovery due to a chimney effect, wherein the chimney effect is due to an elevation difference between the exhaust of the turbine and a flue discharge to atmosphere; and adding together the exhaust pressure drop due to the mass flowing and the pressure recovery to obtain the turbine exhaust pressure.
5. The method of Claim 1, wherein the turbine exhaust pressure depends from pexhaust, which is a density of the exhaust gas at an actual exhaust temperature and actual ambient pressure, pexhaust ref, which is a density of the exhaust gas at the reference exhaust temperature and a reference ambient pressure, pair, which is a density of the ambient air at the actual pressure and temperature, pairref, which is a density of the ambient air at the reference pressure and temperature, Ah, which is the elevation difference between the gas turbine exhaust and the flue discharge to the atmosphere, v, which is the exhaust speed inside the flue, ttxref, which is the reference exhaust temperature, ttxact, which is the actual exhaust temperature, pambref, which is the reference ambient pressure, pambact, which is the actual ambient pressure, pinletact, which is the actual air pressure at the compressor inlet, pinletref, which is the reference air pressure at the compressor inlet, tamb, which is the ambient temperature, tinletact, which is the actual air temperature at the compressor inlet, tinletref, which is the reference air temperature at the compressor inlet, tnhact, which is the compressor actual speed, tnhref, which is the compressor reference speed, igvact, which is the actual igv angle, igvref, which is the reference igv angle, Wairact, which is the actual air mass flow rate at the compressor inlet, Wairref, which is the reference air mass flow rate at the compressor inlet, Wexhaustact, which is the actual exhaust gas mass flow rate, Wfuelact, which is the fuel mass flow rate, IBHfracti0n, which is the fraction of air bled from the compressor discharge, farati0 ref, which is the reference fuel air mass ratio, LHVref, which is the reference gas fuel's LHV, LHVact, which is the actual gas fuel's LHV, sh, which is the air specific humidity, ha, which is humid air, wv, which is water vapor, da, which is dry air, SGXX, which is the specific gravity of ha, wv, or da, pxx, which is the density of ha, wv, or da, mxx, which is the mass of ha, wv, or da, and Vxx, which is a volume of ha, wv, or da.
6. The method of Claim 1, wherein the step of determining the turbine pressure ratio includes dividing the compressor pressure discharge by the turbine exhaust pressure to obtain the turbine pressure ratio.
7. The method of Claim 1, wherein the step of calculating the exhaust temperature comprises: indentifying plural operating points for the gas turbine in the plane defined by the exhaust temperature and the turbine pressure ratio; applying multiple bilinear interpolations to the identified plural points; and determining a first set of points for a lean gas and a second set of points for a rich gas.
8. The method of Claim 7, further comprising: applying a linear interpolation to points in the first set and the second set, the points having a same turbine pressure ratio.
9. The method of Claim 8, further comprising: applying a polytropic correction to a result of the linear interpolation to calculate a set point exhaust temperature.
10. A gas turbine having a control device for controlling an operating point of the gas turbine, the gas turbine comprising: a compressor configured to compress a fluid; a combustor connected to a discharge of the compressor and configured to mix the compressed fluid with fuel; at least a turbine connected to the compressor and configured to expand burnt gas from the combustor to generate power to an output of the gas turbine; a pressure sensor provided at the discharge of the compressor to measure a compressor pressure discharge; and a processor that communicates with the pressure sensor and is configured to, determine a turbine exhaust pressure drop at an exhaust of the turbine, determine a turbine pressure ratio based on the turbine exhaust pressure and the compressor pressure discharge, calculate an exhaust temperature at the exhaust of the turbine as a function of the turbine pressure ratio, identify a reference exhaust temperature curve in a plane defined by the exhaust temperature and the turbine pressure ratio, wherein the reference exhaust temperature curve includes those points that are optimal for operating the gas turbine, and control the gas turbine to maintain the operating point on the reference exhaust temperature curve.