ITCO20090054A1

ITCO20090054A1 - Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas

Info

Publication number: ITCO20090054A1
Application number: IT000054A
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: JP2013512379A; KR20120096056A; US8820089B2; WO2011064142A1; US20130042624A1; EP2504546A1; CA2781917C; JP5789265B2; RU2012122725A; EP2504546B1; IT1396516B1; AU2010323283B2; CN102713208A; AU2010323283A1; CN102713208B; RU2539930C2; CA2781917A1

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, dichiara 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 d’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 a fronte di 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, per 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, per 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, una o più ripartizioni fra 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, ripartizione 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, il cui intero contenuto 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 variasse sostanzialmente rispetto al valore di progetto. Questi riferimenti descrivono l'uso della temperatura di scarico della turbina e del rapporto di pressione 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 comprende la determinazione di un calo della pressione di scarico allo scarico della turbina; la misurazione dell'efflusso di pressione a livello del compressore; la determinazione di un rapporto di compressione della turbina sulla base del calo della pressione di scarico e dell'efflusso di pressione del compressore; il calcolo di una curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero, come funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; la determinazione in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto operativo è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità poveropovero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e la modifica, dopo un intervallo predeterminato successivo al primo tempo, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto operativo resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità poveropovero.

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, si ha un controller per il controllo di un punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina. Il controller include un sensore di pressione configurato in modo tale da misurare un efflusso di pressione del compressore a livello del compressore; e un processore collegato al sensore di pressione. Il processore è configurato per determinare un calo della pressione di scarico allo scarico della turbina; per determinare un rapporto di compressione della turbina sulla base del calo della pressione di scarico e dell'efflusso di pressione del compressore; per calcolare una curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero, come funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; per determinare in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto di funzionamento è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e per modificare, dopo un intervallo predeterminato successivo alla prima volta, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto di funzionamento resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero.

Secondo una terza forma di realizzazione esemplificativa, è presente un supporto leggibile da computer 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. Il metodo comprende la determinazione di un calo della pressione di scarico allo scarico della turbina; la misurazione dell'efflusso di pressione a livello del compressore; la determinazione di un rapporto di compressione della turbina sulla base del calo della pressione di scarico e dell'efflusso di pressione del compressore; il calcolo di una curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero, come funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; la determinazione in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto di funzionamento è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e la modifica, dopo un intervallo predeterminato successivo al primo tempo, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto di funzionamento resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero.

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;

Figure 8 – 10 sono diagrammi schematici che illustrano varie modalità operative della turbina a gas secondo realizzazioni esemplificative; Figura 11 è un diagramma di flusso che illustra le fasi per calcolare una curva della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 12 è un grafico che illustra una ripartizione di combustibile a fronte di tempo per trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 13 è un grafico che illustra una traiettoria di un punto operativo della turbina in un piano definito da una temperatura di scarico a fronte di un rapporto di compressione della turbina secondo una realizzazione esemplificativa;

Figura 14 è un diagramma di flusso che illustra le fasi di un metodo per calcolare un trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero secondo una realizzazione esemplificativa; e Figura 15 è un diagramma schematico di un controller usato per comandare la turbina.

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 fanno affidamento su un nuovo paradigma, e cioè sul controllo della temperatura di scarico di una turbina 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.

DETERMINAZIONE DI UNA TEMPERATURA DI SCARICO COME FUNZIONE DEL

RAPPORTO DI COMPRESSIONE DELLA TURBINA

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 è anche collegata meccanicamente mediante un albero 58 al compressore 30, fornendo in tal modo la potenza di comando richiesta al compressore 30. I gas d’efflusso vengono espulsi dalla turbina 50 attraverso un condotto d’uscita 60. Sia il condotto d’ingresso 52 sia 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 di scarico 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 un sottoassieme 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 al 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 definita 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 altri 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.

Le fasi di calcolo del ttxset pointpossono essere rappresentate nel diagramma a blocchi illustrato in Figura 7. 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 di 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,6,4

e la matrice del rapporto di pressione della turbina per gas ricco è data

da:

tprr

tprri,j,ktambi

igv1igv2igv3igv5igv6

tnh1tprri,1,1tprri,2,1tprri,3,1tprri,5,1tprri,6,1

tnh2tprri,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 di gas povero piuttosto che dati di matrice di 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 pressione tprl, la matrice combustibile ricco temperatura di scarico ttxr e la matrice combustibile ricco rapporto di pressione 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’andar 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 un 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 definita 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 picco di carico 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 pointsulla curva ttxh sopra calcolata (nel piano ttx a fronte del piano tpr). In altri termini, quando il ttxact pointeffettivo 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 pointdella 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 pointverrà 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 coinvolte 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 quando il calo di pressione di discarico si<suppone sia solo una piccola frazione della pressione ambiente.>«<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 ambiente pambact,

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

pressione ambiente,

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 ambiente di riferimento,

Pambactè la pressione ambiente effettiva,

Wexhaustactè la portata del 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 della massa di scarico può essere stimata come segue. Si supponga che la portata del flusso della massa d’aria del compressore sia indipendente dal rapporto di pressione 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 del flusso della

massa d’aria del compressore viene rimessa in circolo e non entra nel condotto di scarico. Inoltre, la portata del flusso della 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 della 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 della massa di scarico può essere valutata 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, o

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 del flusso della massa d’aria a livello dell’ingresso compressore,

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

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

Wfuelactè la portata del 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 della 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 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 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 valore 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.

CALCOLO DI UNA SOGLIA PER DETERMINARE UNA MODIFICA DELLA

MODALITÀ OPERATIVA

Le realizzazioni di cui sopra hanno descritto il controllo di una turbina a gas basato su una curva di riferimento della temperatura di scarico. Tuttavia, per un migliore controllo della turbina a gas, è possibile calcolare altri parametri e curve. Un esempio in questo senso, discusso nel prosieguo, è la curva ttxth o curva di soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero.

Prima di calcolare la curva ttxth, è necessario descrivere le modalità della turbina a gas. Tuttavia, per una migliore comprensione delle modalità, si ritiene adeguata la trattazione della turbina a gas di cui nel prosieguo. Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, il combustore 40 illustrato in Figura 2 può avere la struttura illustrata in Figura 8. Più specificamente, il combustore 40 può avere una parete 110 che racchiude i bruciatori primari 112 e almeno un bruciatore secondario 114. Si possono utilizzare uno o più bruciatori secondari 114. I bruciatori sia primari che secondari 112 e 114 possono essere collegati mediante le corrispondenti linee di mandata del combustibile 116 e 118 a una o più fonti di combustibile (non in figura). Il bruciatore primario 112 inietta il combustibile in una regione primaria 120, in cui il combustibile a contatto con un fluido (ad esempio aria, ossigeno, ecc.) fornito dal compressore 32, viene sottoposto a ignizione producendo le fiamme 124 nella regione primaria 120. Il bruciatore secondario 114 inietta il combustibile in una regione secondaria 126, dove possono essere prodotte fiamme aggiuntive dall’ignizione del combustibile aggiuntivo da parte del bruciatore secondario 114 in presenza di fluido proveniente dal compressore.

Le modalità operative della turbina a gas possono essere raggruppate in modalità principali e sottomodalità. Le modalità principali sono caratterizzate dalla quantità di combustibile fornito ai bruciatori primari e/o secondari e dalle regioni in cui avviene l’ignizione. Le modalità principali sono la modalità primaria, la modalità povero-povero e la modalità premiscelata. Possono essere definite e utilizzate altre modalità secondo l’applicazione, il tipo di turbina, ecc. La modalità primaria è illustrata in Figura 8 ed è caratterizzata dalla mandata di più di metà del combustibile ai bruciatori primari 112 e dalla presenza della maggior parte delle fiamme nella regione primaria 120. La quantità di combustibile in mandata al bruciatore secondario 114 è modesta o nulla. In un’applicazione, la totalità del combustibile viene mandata ai bruciatori primari e il bruciatore secondario non riceve combustibile. La modalità primaria viene utilizzata quando la turbina a gas viene avviata o caricata a una prima percentuale predeterminata del carico di base. Questa prima percentuale predeterminata dipende dall’applicazione. In una forma di realizzazione esemplificativa, la prima percentuale predeterminata è pari a circa il 20% del carico base. La modalità primaria è una modalità con fiamma a diffusione, ovvero il combustibile non viene premiscelato a un ossidante (ad esempio, aria) prima dell’ignizione. Al contrario, nella modalità premiscelata il combustibile viene premiscelato con l’ossidante prima dell’ignizione. La modalità povero-povero può comprendere bruciatori funzionanti in modalità con fiamma a diffusione e bruciatori funzionanti in modalità premiscelata.

La modalità operativa della turbina a gas passa alla modalità poveropovero quando il carico sale al di sopra della prima percentuale predeterminata e si trova compreso tra la prima percentuale predeterminata e una seconda percentuale predeterminata. In una forma di realizzazione esemplificativa, la seconda percentuale predeterminata è pari al 75%, ma può avere valori diversi secondo l’applicazione. Inoltre, per la modalità povero-povero, il bruciatore secondario 114 viene attivato come illustrato in Figura 9; circa il 60% del combustibile viene mandato ai bruciatori primari e circa il 40% del combustibile viene mandato al bruciatore secondario. Tuttavia le percentuali sono indicate solo a scopo illustrativo e possono cambiare da applicazione ad applicazione. In questa modalità vi sono fiamme sia nella regione primaria 120 che nella regione secondaria 126.

La modalità della turbina a gas passa successivamente alla modalità premiscelata quando il carico sale fino a una terza percentuale predeterminata, che ad esempio può essere compresa tra l’80% e il 100%. In questa fase, la maggior parte del combustibile viene mandata ai bruciatori primari 112, mentre il resto del combustibile viene mandato al bruciatore secondario 114. È tuttavia necessario notare che le fiamme si sono portate dalla regione primaria 120 alla regione secondaria 126 come illustrato in Figura 10. In questa modalità, la turbina a gas è al minimo delle emissioni, ovvero a basso tenore di sostanze inquinanti NOx/CO.

Le sottomodalità rilevanti delle modalità principali trattate in precedenza sono le seguenti: (1) povero-povero di preriempimento, (2) povero-povero transitoria e (3) povero-povero di stato stazionario per la modalità povero-povero e (1) premiscelata secondaria, (2) premiscelata secondaria e (3) premiscelata di regime stazionario per la modalità premiscelata. Ciascuna modalità e sottomodalità ha condizioni specifiche che ne determinano l’attivazione. Può essere attiva una sola modalità operativa per volta.

Verrà ora discusso come calcolare la curva di soglia ttxth per la transizione dalla modalità primaria alla modalità povero-povero. Le soglie di trasferimento dalla modalità povero-povero alla modalità premiscelata sono basate sulle curve ttxh calcolate in precedenza in relazione alle Figure 5 e 6. La curva di soglia ttxth viene calcolata in modo analogo alle curve ttxh di riferimento, ovvero i vettori tamb, igv e tnh vengono definiti in base a diversi intervalli di questi parametri, vengono generate le matrici 3D ttxtl, tprtl, ttxtr e tprtr, che identificano le temperature di scarico della turbina e i rapporti di compressione e viene calcolata la curva di soglia effettiva ttxth secondo l’equazione ttxth = ttxtha Dttxth. Si noti che in termini di procedura matematica, la differenza tra il calcolo di ttxh e di ttxth è il simbolo extra “t”. Pertanto, per questo motivo, non si ripete l’intero algoritmo di calcolo per ttxth, che si assume identico a quello per il calcolo di ttxh. Anche se l’algoritmo usato per calcolare le curve ttxh e ttxth è lo stesso, la differenza di valore di queste due curve è determinata dai valori specifici delle matrici 3D ttxtl, tprtl, ttxtr e tprtr, cioè ttxtl=[ttxtli,j,k] per combustibile povero,

tprtl=[tprtli,j,k] per combustibile povero,

ttxtr=[ttxtli,j,k] per combustibile ricco e

tprtr=[tprtli,j,k] per combustibile ricco.

Inoltre, come detto in precedenza relativamente a ttxh, è possibile utilizzare altre funzioni f per calcolare le curve ttxth.

Analogamente alla correzione Dttxh, la correzione Dttxth viene utilizzata per tenere conto dei cali di pressione effettivi di aspirazione e scarico della turbina a gas. Le curve di controllo della temperatura della turbina a gas sono basate su un calo di pressione di scarico di riferimento Dpexhaust refe un calo di pressione d’ingresso di riferimento Dpinlet ref. Analogamente a quanto accade per la curva di riferimento ttxh, è possibile correggere la curva di soglia ttxth per diversi cali di pressione di aspirazione e scarico mediante la correzione Dttxth.

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, un diagramma di flusso che riassume i calcoli eseguiti per determinare Dttxth è illustrato in Figura 11. Secondo tale figura, l’unità selettore dati 140 riceve come input la temperatura ambiente tamb, l’angolo di rotazione delle palette IGV, la velocità di rotazione tnh dell’albero e i dati della matrice di gas ricco (definita in precedenza relativamente a ttxh). Otto punti analoghi a C1 - C4 e D1 - D4 (si veda la Figura 5) vengono emessi come uscita dall’unità selettore dati 140. Secondo la funzione selezionata è possibile usare un numero minore o maggiore di punti. Questa uscita viene fornita come input all’unità interpolatore bilineare 142. Lo stesso processo viene ripetuto dall’unità selettore dati 144 per gli stessi parametri, salvo il fatto che vengono usati i dati della matrice di gas povero invece dei dati della matrice di gas ricco. L’uscita dall’unità selettore dati 144 viene fornita come input all’unità interpolatore 146. Le uscite dagli interpolatori 142 e 146, ovvero la curva di controllo effettiva ttxth a fronte di gas ricco e la curva di controllo effettiva ttxth a fronte di tprt per gas povero, vengono fornite come input all’unità di calcolo 148 per calcolare i due punti di regolazione ttxth. L’interpolatore lineare 150 riceve i due punti di regolazione ttxt e calcola la soglia ttxth della turbina a gas. Si noti che l’interpolatore lineare 150 può ricevere direttamente informazioni sul LHV del gas combustibile, mentre le unità interpolatore 142 e 146 possono ricevere direttamente i dati igv e tnh.

Disponendo ora della curva di temperatura di scarico di riferimento ttxh determinata come funzione del rapporto di compressione della turbina tpr e della curva di soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero di riferimento ttxth come funzione del rapporto di compressione della turbina tpr, si può determinare un trasferimento di modalità (cambiamento) della turbina a gas sulla base di queste curve e di altre informazioni, come discusso qui di seguito. Si noti che il piano (ttx, tpr) è stato usato per determinare sia la curva ttxh sia la curva ttxth e così l’intera trattazione relativa al controllo della turbina a gas può essere basata su questo piano.

TRASFERIMENTI DA MODALIT PRIMARIA A MODALIT POVERO-POVERO I trasferimenti da modalità primaria a modalità povero-povero e da modalità povero-povero a modalità primaria sono attivati dal punto operativo della turbina a gas che passa la curva ttxth nel piano (ttx, tpr), aspetto già trattato qui sopra con riferimento alle Figure 5 e 6. Secondo una realizzazione esemplificativa, le sequenze di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero e da modalità poveropovero a modalità primaria sono descritte con riferimento alla Figura 12. La Figura 12 illustra una ripartizione S sull’asse Y a fronte del tempo t sull’asse X. La ripartizione S è indicativa di una percentuale del combustibile totale fornito al combustore 40 (vedere Figura 2) fornito ai bruciatori primari (vedere 112 in Figura 8) e di una percentuale del combustibile totale fornito al bruciatore secondario (vedere 114 in Figura 8). Questo rapporto percentuale è denominato ripartizione S. Ad esempio, una ripartizione S può essere 40/60, cioè il 40% del combustibile totale viene fornito ai bruciatori primari e il 60 % del combustibile totale viene fornito ai bruciatori secondari.

Per quanto riguarda la Figura 12, si suppone che la ripartizione S1 sia fornita dal controller alla turbina a gas in un tempo t1. Si supponga che al tempo t1, la temperatura ttx (del punto operativo effettivo) raggiunga la curva di soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero ttxth 220 illustrata in Figura 13 e che resti su di essa o al di sopra. Si supponga che il punto operativo effettivo si sposti sulla curva 222 prima di raggiungere la curva di soglia ttxth 220. Dopo un intervallo predeterminato di tempo di Dt1secondi dall’inizio (t1) di questa condizione, se la condizione persiste, cioè il tempo operativo effettivo resta sulla curva di soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero ttxth, o al di sopra di essa, il controller è configurato per modificare la ripartizione del combustibile da S1 a S2. Questa modifica avviene con gradualità, come illustrato in Figura 12. Secondo una realizzazione esemplificativa, la modifica da S1 a S2 può avere una velocità di cambiamento costante. La ripartizione del combustibile resta a detto valore S2 per un intervallo di tempo fino ad un secondo tempo t2. Secondo una realizzazione esemplificativa, la differenza di tempo t2 – t1 viene precalcolata.

Quando la ripartizione del combustibile viene modificata da S1 a S2, la turbina a gas si sposta da modalità primaria 200 a modalità poveropovero (202, 204 e 206). In altri termini, la modalità primaria 200 è caratterizzata da S1 mentre la modalità povero-povero è caratterizzata, fra gli altri valori, da S2. Tuttavia, si noti che la modalità poveropovero ha una pluralità di sottomodalità, ciascuna con la sua ripartizione di combustibile Si. La ripartizione di combustibile S2 caratterizza la sottomodalità di riempimento 202. Per semplificare, le sottomodalità sono denominate modalità. Una delle finalità di questa modalità è spurgare l’aria che si trova all’interno del collettore (combustore) e i flessibili usando il gas combustibile per rendere la sequenza di trasferimento fra le modalità.

Al tempo t2, la modalità di preriempimento è completa e il controller è configurato in modo tale da modificare la ripartizione del combustibile da S2 a S3. S3 caratterizza la modalità transitoria 204. La modalità transitoria povero-povero 204 è mantenuta per l’intervallo di tempo t3-t4 per stabilizzare la fiamma nella regione secondaria mostrata in Figure 8. Anche l’intervallo di tempo t3-t4 viene precalcolato. Al tempo t4 il controller modifica la ripartizione del combustibile a S4, valore di ripartizione di regime stazionario, che caratterizza la modalità di regime stazionario povero-povero 206. In un’applicazione, la ripartizione S3 può essere definita S3 = S4 DS1, dove D è una piccola variazione, cioè nel range approssimativo dall’1 al 10%.

Al tempo t5, quando la temperatura ttx del punto operativo 226 scende al di sotto di una curva di soglia 224 ttxth Dttx1come illustrato in Figura 13, viene attivato il trasferimento da modalità povero-povero a modalità primaria e la ripartizione viene variata dal controller da S4 a S1. Dttx1è la zona morta di temperatura di scarico per la soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero. La zona definita dalle curve da ttxth a ttxth Dttx1viene usata per prevenire la variazione rapida della turbina a gas avanti e indietro fra due modalità, in quanto la temperatura di scarico del punto operativo può variare leggermente nel tempo al di sopra e/o al disotto della curva 220. Le modalità di regime transitorio povero-povero 204 e di regime stazionario 206 (ma non quella di preriempimento povero-povero 202) possono essere interrotte in qualsiasi momento in cui la temperatura ttx scenda dal di sotto della curva di soglia 224 ttxth Dttx1.

Come illustrato in Figura 12, quando la ripartizione viene modificata da Sia Sj, con Si> Sj, una velocità media di rampa della ripartizione è R1e quando la ripartizione cambia da Ska Sh, con Sk< Sh, una velocità media di rampa della ripartizione è R2, che è diversa da R1. Queste velocità di rampa possono essere costanti e/o possono dipendere dai valori finale e iniziale Sie Sj. Secondo una realizzazione esemplificativa, quando inizia il trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero, lo scarto ammissibile di temperatura di scarico viene aumentato di DSP1(aumento dello scarto di temperatura di scarico rispetto al trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero) per Dtpr->llsecondi, dove “pr” rappresenta la modalità primaria, “ll” rappresenta la modalità povero-povero e Dtpr->llrappresenta la durata temporale del rilassamento dello scarto durante il trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero. I valori delle velocità di rampa R1e R2, i valori ripartiti S2e S4e lo spostamento DS1possono essere messi a punto durante la messa a punto dell’officina/del sito della turbina a gas.

Secondo una realizzazione esemplificativa, che non intende limitare le altre realizzazioni esemplificative, per i parametri sopra discussi si possono usare i seguenti valori. La ripartizione S1 della modalità primaria può avere un valore sostanzialmente del 100%, la ripartizione S2 in modalità di preriempimento povero-povero può avere un valore sostanzialmente del 90%, la ripartizione S4 nel regime stazionario povero-povero può avere un valore sostanzialmente del 65%, la variazione ripartita DS1può avere un valore sostanzialmente di -3%, DSP1può avere un valore sostanzialmente di 200 F, Dt1può essere dell’ordine di 3 s, Dtpr->llpuò essere dell’ordine di 60 s e Dttx1può essere nell’ordine di -25 F. Il termine viene qui sostanzialmente usato per indicare che i valori effettivi possono essere fuori dai valori indicati di una quantità che dipende dall’applicazione senza deviare dall'ambito previsto.

Così, sulla base delle realizzazioni esemplificative sopra discusse che si riferiscono ai trasferimenti da modalità primaria a modalità poveropovero e da modalità povero-povero a modalità primaria, è possibile controllare il punto operativo della turbina a gas in modo tale che possano essere controllati sia la modalità sia il combustibile ripartito. Più specificamente, secondo una forma di realizzazione esemplificativa illustrata in Figura 14, 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 1400 di determinazione di un calo della pressione di scarico allo scarico della turbina; una fase 1402 di misurazione dell'efflusso di pressione a livello del compressore; una fase 1404 di determinazione di un rapporto di compressione della turbina sulla base del calo della pressione di scarico e dell'efflusso di pressione del compressore; una fase 1406 di calcolo di una curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero, come funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; una fase 1408 di determinazione in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto di funzionamento è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e una fase 1410 di modifica, dopo un intervallo predeterminato successivo al primo tempo, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto di funzionamento resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero. In questa realizzazione, la modalità primaria è definita dall’erogazione della maggior parte del combustibile ai bruciatori primari e dall’erogazione del combustibile restante, o di nessun combustibile, a un bruciatore secondario del combustore, nonché dall’ignizione del combustibile erogato in una regione primaria del combustore, essendo detta regione primaria adiacente alla regione secondaria, e la modalità povero-povero è definita dall’erogazione di combustibile sia ai bruciatori primari che al bruciatore secondario e dall’ignizione del combustibile erogato sia nella regione primaria che nella regione secondaria. La quantità ripartita di combustibile descrive in percentuale una prima quantità del combustibile totale ricevuta dai bruciatori primari e una seconda quantità del combustibile totale ricevuta dal bruciatore secondario.

Il secondo valore della quantità ripartita di combustibile può essere più piccolo rispetto al primo valore, detto primo valore caratterizzando la modalità primaria e detto secondo valore caratterizzando la modalità di preriempimento povero-povero, che fa parte della modalità poveropovero. Opzionalmente, il metodo può includere una fase di modifica in un secondo tempo predeterminato del secondo valore della quantità ripartita di combustibile ad un terzo valore, che caratterizza una modalità transitoria povero-povero, che fa parte della modalità poveropovero, una fase di modifica in un terzo tempo predeterminato del terzo valore della quantità ripartita di combustibile ad un quarto valore, che caratterizza un a modalità di regime stazionario povero-povero, una fase di calcolo prima della messa in funzione della turbina a gas degli intervalli di durata della modalità di preriempimento povero-povero e della modalità transitoria povero-povero, mentre la modalità di regime stazionario povero-povero non ha intervalli di durata, una fase di determinazione in un quinto tempo del fatto che la temperatura di scarico associata al punto operativo sia più bassa di una differenza fra (i) la temperatura di scarico della curva di soglia di trasferimento di riferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e (ii) un valore predeterminato di temperatura di scarico, entrambi presi in considerazione per lo stesso rapporto di comprensione della turbina; e una fase di modifica della quantità ripartita di combustibile dal quarto valore al primo valore, una fase di interruzione della modalità transitoria povero-povero e della modalità di regime stazionario poveropovero in qualsiasi momento in cui la temperatura di scarico associata al punto operativo sia più bassa di una differenza fra (i) la temperatura di scarico della curva di soglia di trasferimento di riferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e (ii) un valore predeterminato di temperatura di scarico, entrambi presi in considerazione per lo stesso rapporto di comprensione della turbina; e una fase di modifica della quantità ripartita di combustibile con curva predeterminata, o combinazione degli stessi.

La turbina a gas può avere il processore configurato in modo tale da modificare in un secondo tempo predeterminato il secondo valore della quantità ripartita di combustibile ad un terzo valore, che caratterizza un a modalità transitoria povero-povero, che fa parte della modalità povero-povero, detto secondo valore della quantità ripartita di combustibile essendo più piccolo del primo valore, che caratterizza la modalità primaria e detto secondo valore che caratterizza una modalità di preriempimento povero-povero, che fa parte della modalità poveropovero, o da modificare in un terzo tempo predeterminato il terzo valore della quantità ripartita di combustibile ad un quarto valore, che caratterizza una modalità di regime stazionario povero-povero, che fa parte della modalità povero-povero, o da determinare in un quinto tempo il fatto che la temperatura di scarico associata al punto operativo sia più bassa di una differenza fra (i) la temperatura di scarico della curva di soglia di trasferimento di riferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e (ii) un valore predeterminato di temperatura di scarico, entrambi presi in considerazione per lo stesso rapporto di comprensione della turbina; e da modificare la quantità ripartita di combustibile dal quarto valore al primo valore o da usare un parametro indicativo di una caratteristica del combustibile per determinare la curva di soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero, dove il parametro è uno fra i seguenti elementi: il potere calorifico inferiore del combustibile, un fattore NOx del combustibile, un rapporto di infiammabilità superiore-inferiore del combustibile o una combinazione degli stessi.

Un supporto leggibile da PC può comprendere istruzioni eseguibili per il 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.

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 altre funzioni e/o altri algoritmi possono essere utilizzati per calcolare i valori ttxh, ttxth e altre curve sulla base del fattore NOx, del rapporto di infiammabilità da superiore a inferiore, ecc. In altri termini, il controller 70 può essere configurato in modo tale da calcolare le curve desiderate in piani multipli (ttx, tpr), ciascuno corrispondente ad un dato parametro di combustibile.

Secondo una forma di realizzazione esemplificativa, il controller può essere configurato per utilizzare un parametro indicativo di una caratteristica del combustibile per determinare la curva di riferimento della temperatura di scarico. Il parametro, come discusso in precedenza, può essere il potere calorifico inferiore del combustibile, un fattore NOx del combustibile, un rapporto di infiammabilità superiore-inferiore del combustibile o una combinazione degli stessi. Inoltre, il controller può essere configurato in modo da calcolare le curve di riferimento della temperatura di scarico sulla base di un parametro corrispondente, ad esempio tre curve di riferimento per i tre parametri citati, e selezionare una delle curve di riferimento della temperatura di scarico calcolate e controllare la turbina a gas sulla base della curva di riferimento della temperatura di scarico selezionata (la curva di riferimento basata sul fattore NOx per l’esempio trattato in precedenza).

In via illustrativa e non limitativa, viene illustrato in Figura 15 un esempio di controller 1500 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 1500. Resta tuttavia inteso che i principi delle presenti forme di realizzazione esemplificative sono egualmente applicabili a un processore, sistema PC, ecc.

Il controller 1500 esemplificativo può contenere un’unità di elaborazione/controllo 1502, ad esempio un microprocessore, un calcolatore RISC (Reduced Instruction Set Computer) o altro modulo centrale d’elaborazione. L’unità d’elaborazione 1502 non necessita di essere un dispositivo singolo e può includere uno o più processori. Ad esempio, l’unità d’elaborazione 1502 può includere un processore master e processori slave associati, accoppiati per comunicare con il processore master.

L’unità d’elaborazione 1502 può controllare le funzioni base del sistema come imposto dai programmi disponibili nello storage/nella memoria 1504. In tal modo, l’unità d’elaborazione 1502 può eseguire le funzioni descritte in Figura 14. Più in particolare, lo storage/la memoria 1504 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 dispositivo di memoria amovibile, ecc. I moduli di programma e le caratteristiche associate possono anche essere trasmessi al controller 1500 mediate segnali di dati, come quelli scaricati elettronicamente mediante una rete tipo Internet.

Uno dei programmi che possono essere memorizzati nello storage/memoria 1504 è un programma specifico 1506. Come descritto in precedenza, il programma specifico 1506 può memorizzare parametri rilevanti della turbina a gas e può inoltre includere istruzioni per il calcolo della curva di soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e l’invio di istruzioni per aprire o chiudere le IGV, ecc. Il programma 1506 e le funzioni associate possono essere implementati in software e/o firmware utilizzabili mediante il processore 1502. Lo storage/memoria programmi 1504 può anche essere usato per memorizzare dati 1508, come i parametri relative della turbina a gas o altri dati associati alle presenti realizzazioni esemplificative. In una realizzazione esemplificativa, i programmi 1506 e i dati 1508 sono memorizzati in una ROM programmabile, non volatile, elettricamente cancellabile (EEPROM), in una ROM flash, ecc. in modo tale che le informazioni non vadano perdute allo spegnimento del controller 1500.

Il processore 1502 può anche essere accoppiato agli elementi dell’interfaccia utente 1510 associati a una stazione di controllo in una centrale elettrica. L’interfaccia utente 1510 della centrale elettrica può includere ad esempio un display 1512 come un display a cristalli liquidi, una tastiera 1514, un altoparlante 1516 e un microfono 1518. Questi e altri componenti interfaccia utente sono accoppiati al processore 1502 come noto nell’arte. La tastiera 1514 può includere tasti alfanumerici per eseguire una varietà di funzioni, incluse la composizione di numeri e l’esecuzione di operazioni assegnate ad 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 1500 può anche includere un processore di segnali digitali (DSP) 1520. Il DSP 1520 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 1522, generalmente accoppiato ad un’antenna 1524, può trasmettere e ricevere i radiosegnali associati a un dispositivo wireless.

Il controller 1500 di Figura 15 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 1506, le opzioni associate e i dati 1508 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 realizzazioni divulgate forniscono una turbina a gasa, istruzioni per PC e un metodo per il controllo di una turbina a gas basato su un paradigma e una soglia innovative. 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. 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 un calo di 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 del calo di pressione dello scarico e dell’efflusso di pressione del compressore; il calcolo della curva di riferimento di soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero in funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; la determinazione in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto operativo è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e la modifica, dopo un intervallo predeterminato successivo al primo tempo, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto operativo resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero, dove la modalità primaria è definita dall’erogazione di più della metà del combustibile ai bruciatori primari ed erogazione del combustibile restante, o nessun combustibile, a un bruciatore secondario del combustore nonché dall’ignizione del combustibile erogato in una regione primaria del combustore, essendo detta regione primaria adiacente alla regione secondaria, e la modalità povero-povero è definita dall’erogazione di combustibile sia ai bruciatori primari che al bruciatore secondario e dall’ignizione del combustibile erogato sia nella regione primaria che nella regione secondaria, e la quantità ripartita di combustibile descrive in percentuale una prima quantità del combustibile totale ricevuta dal bruciatore primario e una seconda quantità del combustibile totale ricevuta dai bruciatori secondari. 2. Il metodo della Rivendicazione 1, dove il secondo valore della quantità ripartita di combustibile può essere più piccolo rispetto al primo valore, detto primo valore caratterizzando la modalità primaria e detto secondo valore caratterizzando la modalità di preriempimento povero-povero, che fa parte della modalità povero-povero. 3. Il metodo della Rivendicazione 2, comprendente inoltre: la modifica in un secondo tempo predeterminato del secondo valore della quantità ripartita di combustibile ad un terzo valore, che caratterizza una modalità transitoria povero-povero, che fa parte della modalità povero-povero. 4. Il metodo della Rivendicazione 3, comprendente inoltre: la modifica in un terzo tempo predeterminato del terzo valore della quantità ripartita di combustibile ad un quarto valore, che caratterizza una modalità transitoria povero-povero, che fa parte della modalità povero-povero. 5. Il metodo della Rivendicazione 4, dove il terzo valore della quantità ripartita di combustibile è inferiore al secondo valore e il quarto valore è fra il secondo e il terzo valore. 6. Il metodo della Rivendicazione 4, comprendente inoltre: il calcolo, prima della messa in funzione della turbina di gas, della durata degli intervalli di tempo per la modalità di preriempimento povero-povero e la modalità transitoria povero-povero mentre la modalità di regime stazionario non ha durata precalcolata di intervallo di tempo. 7. Il metodo della Rivendicazione 4, comprendente inoltre: la determinazione in un quinto tempo che una temperatura di scarico associata al punto operativo è inferiore alla differenza fra (i) la temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e (ii) un valore predeterminato di temperatura di scarico, valori entrambi presi in considerazione per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e La modifica della quantità ripartita di combustibile dal quarto al primo valore. 8. Il metodo della Rivendicazione 4, comprendente inoltre: l’interruzione di una modalità transitoria povero-povero e della modalità di regime stazionario povero-povero in qualsiasi momento in cui la temperatura di scarico associata al punto operativo è inferiore alla differenza fra (i) la temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero e (ii) un valore predeterminato di temperatura di scarico, valori entrambi presi in considerazione per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e 9. Il metodo della Rivendicazione 1, dove la fase di calcolo della curva di riferimento di soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero comprende: l’uso di un parametro indicativo di una caratteristica del combustibile per determinare la curva della temperatura di scarico di riferimento, dove il parametro è uno dei seguenti elementi: un valore di potere calorifico inferiore del combustibile, il fattore NOx del combustibile, il rapporto di infiammabilità da superiore a inferiore del combustibile, o loro combinazione. 10. Un controller per controllare un punto operativo di una turbina a gas che comprende un compressore, un combustore e almeno una turbina, detto controller comprendente: 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, la determinazione di un calo di pressione di scarico a livello di uno scarico della turbina; la determinazione di un rapporto di compressione della turbina sulla base del calo di pressione dello scarico e dell’efflusso di pressione del compressore; il calcolo della curva di riferimento di soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero in funzione del rapporto di compressione della turbina, dove la curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero comprende punti in cui il funzionamento della turbina viene commutato dalla modalità primaria alla modalità povero-povero; la determinazione in un primo tempo quando una temperatura di scarico associata al punto operativo è maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento dalla modalità primaria alla modalità povero-povero per lo stesso rapporto di compressione della turbina; e la modifica, dopo un intervallo predeterminato successivo al primo tempo, di una quantità ripartita di combustibile da un primo valore ad un secondo valore se la temperatura di scarico associata al punto operativo resta maggiore della temperatura di scarico della curva di riferimento della soglia di trasferimento da modalità primaria a modalità povero-povero, dove la modalità primaria è definita dall’erogazione di più della metà del combustibile ai bruciatori primari ed erogazione del combustibile restante, o nessun combustibile, a un bruciatore secondario del combustore nonché dall’ignizione del combustibile erogato in una regione primaria del combustore, essendo detta regione primaria adiacente alla regione secondaria, e la modalità povero-povero è definita dall’erogazione di combustibile sia ai bruciatori primari che al bruciatore secondario e dall’ignizione del combustibile erogato sia nella regione primaria che nella regione secondaria, e la quantità ripartita di combustibile descrive in percentuale una prima quantità del combustibile totale ricevuta dal bruciatore primario e una seconda quantità del combustibile totale ricevuta dai bruciatori secondari. 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 an exhaust pressure drop at an exhaust of the turbine; measuring a compressor pressure discharge at the compressor; determining a turbine pressure ratio based on the exhaust pressure drop and the compressor pressure discharge; calculating a primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve as a function of the turbine pressure ratio, wherein the primary to lean-lean mode transfer threshold curve includes points at which an operation of the gas turbine is changed between a primary mode and a lean-lean mode; determining at a first time when an exhaust temperature associated with the operating point is higher than an exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve for the same turbine pressure ratio; and changing, after a predetermined time after the first time, a split fuel quantity from a first value to a second value if the exhaust temperature associated with the operating point remains higher than the exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve, wherein the primary mode is defined as providing more than half of the fuel to primary burners and providing a remaining or no fuel to a secondary burner of the combustor and also igniting the provided fuel in a primary region of the combustor, the primary region being adjacent to a secondary region, the lean-lean mode is defined as providing fuel to both the primary burners and the secondary burner and burning the provided fuel both in the primary region and the secondary region, and the split fuel quantity describes in percentages a first amount of the total fuel that is received by the primary burner and a second amount of the total fuel that is received by the secondary burners.
2. The method of Claim 1, wherein the second value of the split fuel quantity is smaller than the first value, the first value characterizes the primary mode, and the second value characterizes a lean-lean prefill mode, which is part of the lean-lean mode.
3. The method of Claim 2, further comprising: changing at a predetermined second time the second value of the split fuel quantity to a third value, which characterizes a lean-lean transient mode, which is part of the lean-lean mode.
4. The method of Claim 3, further comprising: changing at a predetermined third time the third value of the split fuel quantity to a fourth value, which characterizes a lean-lean steady state mode, which is part of the lean-lean mode.
5. The method of Claim 4, wherein the third value of the split fuel quantity is lower than the second value and the fourth value is between the second value and the third value.
6 The method of Claim 4, further comprising: calculating, prior to operating the gas turbine, lasting time intervals for the lean-lean pre-fill mode and the lean-lean transient mode while the lean-lean steady state mode has no precalculated lasting time interval.
7. The method of Claim 4, further comprising: determining at a fifth time that the exhaust temperature associated with the operating point is lower than a difference between (i) the exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve and (ii) a predetermined exhaust temperature value, both of which are taken for the same turbine pressure ratio; and changing the split fuel quantity from the fourth value to the first value.
8. The method of Claim 4, further comprising: aborting the lean-lean transient mode and the lean-lean steady mode at any time at which the exhaust temperature associated with the operating point is lower than a difference between (i) the exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve and (ii) a predetermined exhaust temperature value, both of which are taken for the same turbine pressure ratio.
9. The method of Claim 1, wherein the step of calculating the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve comprises: using a parameter indicative of a characteristic of the fuel to determine the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve, wherein the parameter is one of a lower heating value of the fuel, a NOx factor of the fuel, an upper to lower flammability ratio of the fuel, or a combination thereof.
10. A controller for controlling an operating point of a gas turbine that includes a compressor, a combustor and at least a turbine, the controller comprising: a pressure sensor configured to measure a compressor pressure discharge at the compressor; and a processor connected to the pressure sensor and configured to, determine an exhaust pressure drop at an exhaust of the turbine, determine a turbine pressure ratio based on the exhaust pressure drop and the compressor pressure discharge, calculate a primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve as a function of the turbine pressure ratio, wherein the primary to lean-lean mode transfer threshold curve includes points at which an operation of the gas turbine is changed between a primary mode and a lean-lean mode, determine at a first time when an exhaust temperature associated with the operating point is higher than an exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve for the same turbine pressure ratio, and change, after a predetermined time after the first time, a split fuel quantity from a first value to a second value if the exhaust temperature associated with the operating point remains higher than the exhaust temperature of the primary to lean-lean mode transfer threshold reference curve, wherein the primary mode is defined as providing more than half of the fuel to primary burners and providing a remaining or no fuel to a secondary burner of the combustor and also igniting the provided fuel in a primary region of the combustor, the primary region being adjacent to a secondary region, the lean-lean mode is defined as providing fuel to both the primary burners and the secondary burner and burning the provided fuel both in the primary region and the secondary region, and the split fuel quantity describes in percentages a first amount of the total fuel that is received by the primary burner and a second amount of the total fuel that is received by the secondary burners.