JP3910339B2

JP3910339B2 - Gas turbine, fatigue diagnosis apparatus thereof, and fatigue diagnosis method thereof

Info

Publication number: JP3910339B2
Application number: JP2000149827A
Authority: JP
Inventors: 靖早坂; 茂雄桜井; 健工藤
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2000-05-17
Filing date: 2000-05-17
Publication date: 2007-04-25
Anticipated expiration: 2020-05-17
Also published as: JP2001329856A

Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a gas turbine and its fatigue diagnostic device capable of evaluating the operating vibration stress of compressor blades with high precision and accurately determining the fatigue life and replacement timing of the compressor blades. SOLUTION: This gas turbine coaxially incorporating a turbine and a compressor in a casing is provided with a pressure sensor 44 measuring the pressure at the turbine stage section of the compressor casing 3, a data collecting device collecting the measured values of the pressure sensor, and a calculating device having a strength master curve under the corrosive environment and a structural analysis model of pressure fluctuations at the turbine stage and the compressor blades. The calculating device performs the stress analysis of the compressor blades from the strength master curve and the structural analysis model, analyzes fatigue damage, and determines the replacement timing of the blades.

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明はガスタービンおよびその疲労診断装置並びにその疲労診断方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来一般に採用されているこの種のガスタービンは、空気を圧縮して燃焼器へ送るための圧縮機が設けられており、この圧縮機の内部には、ガスタービンの中心軸回りに回転し、かつ圧縮機動翼がディスクに埋め込まれた圧縮機ロータが設けられている。勿論、圧縮機ロータを納める圧縮機ケーシング側にも前記ロータ動翼に空気を整流するための圧縮機静翼が埋め込まれている。
【０００３】
この種の圧縮機は大気を吸い込み圧縮することから、前述した圧縮機の翼には粉塵が付着し易く、もし腐食作用のある粉塵（物質）が翼に付着すると、圧縮機効率が低下することは勿論のこと、腐食ピットが発生し疲労寿命が短くなる恐れがある。
【０００４】
一般には、圧縮機翼に付着した腐食作用のある物質を定期的に取り除き寿命を延ばすようにしたり、また、この圧縮機翼の疲労寿命を経験的に予測し、所定の時期毎に圧縮機翼を交換するようにしている。この圧縮機翼の延命策や疲労寿命および交換時期の予測や判定には種々の考え方がなされ、機器の配置されている周囲環境や運転条件によりそれぞれ最適と思われる延命方法あるいは判定方法が採用されている。
【０００５】
圧縮機翼の延命を図る方法として、例えば圧縮機が空気を圧縮する際にうける流体励振荷重に対する疲労寿命を圧縮残留応力を付加することで寿命を延ばすようにしたり、また特開平８−２９６４５３号公報に開示されているように、ガスタービンの圧縮機吸い込み口から洗浄水を噴射し、洗浄後の排水を排水ドレインから排出し圧縮機の汚れを取り除き、圧縮機翼の延命を図るようにしているものもある。
【０００６】
すなわち、一般にガスタービンは大気開放サイクルであり、運転中に大気を吸い込む際に、吸気部に設けられている塵埃除去用のフィルタでは大気中の微細な粉塵を除去できず、圧縮機空気取り入れ口に設けた、水洗浄装置より洗浄水を圧縮機翼に噴射し、翼の汚れを除去することで圧縮機効率を回復させるようにしている。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
前述のように圧縮機吸い込み口からフィルタでは除去できない粉塵が圧縮機翼に付着する。この付着物のなかで、海水に含まれるナトリウムやカリウム、あるいは大気中の煤煙に含まれる亜硫酸ガスや窒素酸化物などの腐食作用のある物質が翼に付着すると、翼は腐食環境下におかれ、腐食ピットが発生し、疲労寿命が短くなってしまう。また、塩水環境中、酸溶液環境中では、一般に圧縮機翼材に用いられる１２Ｃｒ鋼などは疲労強度が低下することが知られている。このような例については、例えば、アリアンツ損害予防ハンドブック（日本機械保険連盟発行１９９１年３月１日）の３７９頁から３８０頁に記されている。
【０００８】
また、圧縮機翼はガスタービン運転中に空気を圧縮するためのガス反力、圧力変動による振動荷重が加わる。圧縮機翼はこれらの荷重に対してその発生応力が材料の疲労限度に対しある安全率を考慮した設計許容応力以下となるように設計されている。しかしながら、前述のように、腐食環境下にあっては材料の疲労限度が低下するため、設計荷重に対する安全率が低下し、場合によっては翼の信頼性が保証できなくなる場合が想定される。また、設計時点では考慮できない大気環境の悪化による腐食環境の進行に対しても翼の信頼性を保証することができないことが想定される。
【０００９】
このとき、翼の信頼性保証するためには、翼に発生する実働振動応力と翼が曝されている腐食環境を正確に見積もり、強度評価、余寿命評価する必要があるが、前述した従来のものでは翼の実動振動応力と実際の腐食環境を精度良く評価することは難しく、また特開平８−２９６４５３号公報などに示されている水洗浄を頻繁に行えば腐食環境は改善されるが、水洗浄は一般にガスタービン停止時に行う必要があり、これを頻繁に行うことは運用上も経済性の観点からも難しい。
【００１０】
本発明はこれに鑑みなされたもので、その目的とするところは、圧縮機翼の実動振動応力を精度良く評価し、圧縮機翼の疲労寿命および交換時期の判定を正確に行うことができるこの種のガスタービンおよびその疲労診断装置また疲労診断方法を提供することにある。また、もう一つの目的は、圧縮機翼の延命を図ることが可能なガスタービンを提供することにある。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
すなわち本発明は、ガスタービン圧縮機に設けられている翼の疲労を診断するガスタービンの疲労診断方法において、前記ガスタービン圧縮機の翼段落の圧力変動を計測し、この計測された圧力変動データと所定の圧縮機翼の構造解析モデルを用いて応力解析をして圧縮機翼の実動環境下における応力変動の推定を行い、この推定した圧縮機翼の応力変動を予め定められた圧縮機翼材料の腐食環境下での強度マスターカーブと比較し、圧縮機翼の疲労損傷を評価し、評価した疲労損傷をもとに圧縮機翼の交換時期を決定するようにし所期の目的を達成するようにしたものである。
【００１２】
また本発明は、ガスタービン圧縮機に設けられている翼の疲労を診断するガスタービンの疲労診断装置において、前記ガスタービン圧縮機の段落部における圧力を計測する圧力計測手段と、この圧力計測装置の計測値を収集するデータ収集装置と、このデータ収集装置の圧力変動データと所定の圧縮機翼の構造解析モデルを用いて応力解析を実施し、かつ圧縮機翼の実働環境下における応力変動の推定を行い、この推定した圧縮機翼の応力変動を予め定められた圧縮機翼材料の腐食環境下での強度マスターカーブと比較し、圧縮機翼の疲労損傷を評価する評価手段と、評価した疲労損傷をもとに圧縮機翼の交換時期を決定する手段とを設けるようにしたものである。
【００１３】
また、ケーシング内にタービンと圧縮機が同軸状に内包されているガスタービンにおいて、前記ガスタービンに、前記圧縮機ケーシングの段落部における圧力を計測する圧力センサと、この圧力センサの計測値を収集するデータ収集装置と、腐食環境下での強度マスターカーブ，段落の圧力変動と圧縮機翼との構造解析モデルを有する計算装置とを備え、前記計算装置にて、前記強度マスターカーブおよび構造解析モデルにより圧縮機翼の応力解析を行い、疲労損傷を解析し、翼の交換時期を決定するようにしたものである。
【００１４】
また、ケーシング内にタービンと圧縮機が同軸状に内包され、かつ前記圧縮機の空気吸い込み口から洗浄水を噴射し、洗浄後排出して前記圧縮機の汚れを取り除くガスタービン圧縮機水洗浄装置を備えているガスタービンにおいて、前記ガスタービンに、前記排出洗浄水のｐＨを検出する検出手段と、前記圧縮機ケーシングの段落部における圧力を計測する圧力センサと、この圧力センサの計測値を収集するデータ収集装置と、腐食環境下での強度マスターカーブ，段落の圧力変動と圧縮機翼との構造解析モデルを有する計算装置とを備え、前記計算装置にて、前記強度マスターカーブ，構造解析モデルおよび前記洗浄水のｐＨデータにより圧縮機翼の応力解析を行い、疲労損傷を解析し、翼の交換時期を決定するようにしたものである。
【００１５】
また、ケーシング内にタービンと圧縮機が同軸状に内包され、かつ前記圧縮機の空気吸い込み口から洗浄水を噴射し、洗浄後排出して前記圧縮機の汚れを取り除くガスタービン圧縮機水洗浄装置を備えているガスタービンにおいて、前記ガスタービンに、前記排出洗浄水の排水サンプル採取機構と、前記圧縮機ケーシングの段落部における圧力を計測する圧力センサと、この圧力センサの計測値を収集するデータ収集装置と、腐食環境下での強度マスターカーブ，段落の圧力変動と圧縮機翼との構造解析モデルを有する計算装置とを備え、前記計算装置にて、前記強度マスターカーブ，構造解析モデルおよび前記排水サンプルデータにより圧縮機翼の応力解析を行い、疲労損傷を解析し、翼の交換時期を決定するようにしたものである。
【００１６】
また本発明は、ケーシング内にタービンと圧縮機が同軸状に内包されているガスタービンにおいて、前記ガスタービンに、前記圧縮機ケーシング内の温度を計測する温度センサと、圧縮機内に流入する空気の湿度を計測する湿度センサと、前記温度センサと湿度センサの計測データによりケーシング内に乾燥空気を流通させる機構と、圧縮機ケーシングの段落部における圧力を計測する圧力センサと、この圧力センサの計測値を収集するデータ収集装置と、腐食環境下での強度マスターカーブ，段落の圧力変動と圧縮機翼との構造解析モデルを有する計算装置とを備え、前記温度計測センサと湿度センサの計測データによりケーシング内に乾燥空気を流通させるようにするとともに、前記計算装置にて、前記強度マスターカーブおよび構造解析モデルにより圧縮機翼の応力解析を行い、疲労損傷を解析し、翼の交換時期を決定するようにしたものである。
【００１７】
すなわちこのように形成されたガスタービンであると、ガスタービンに、圧縮機ケーシングの段落部における圧力を計測する圧力センサと、この圧力センサの計測値を収集するデータ収集装置と、腐食環境下での強度マスターカーブ，段落の圧力変動と圧縮機翼との構造解析モデルを有する計算装置とが設けられ、前記計算装置にて、強度マスターカーブおよび構造解析モデルを基に圧縮機翼の応力解析および疲労損傷の解析が行なわれて翼の交換時期が決定されるので、圧縮機翼の実動振動応力が精度良く評価でき、圧縮機翼の疲労寿命および交換時期の決定を正確に行うことができるのである。
【００１８】
【発明の実施の形態】
以下図示した実施例に基づいて本発明を詳細に説明する。図１にはそのガスタービン設備が示されている。１がガスタービン本体であり、２ａが圧縮機、１４ａがタービン、１５が燃焼器、１８が圧縮機空気吸い込み口である。
【００１９】
圧縮機のロータ２は、ロータ軸に圧縮機動翼７がダブテイルを介して植え込まれ形成されている。なお、このロータ軸は、コンプレッサスタッブシャフト４、コンプレッサディスク５がコンプレッサスタッキングボルト６にて連結され形成されている。圧縮機のケーシング３は、その内部に圧縮機静翼８を備え、この圧縮機静翼８は、圧縮機ケーシング内壁に設けられた溝にはめ込まれて形成され、圧縮機空気吸い込み口１８から吸い込んだ空気を整流し、圧縮機動翼７に送る役目を担っている。
【００２０】
タービンロータ９は、タービンスタッブシャフト１０、タービンディスク１１、ディスタンスピース１２がスタッキングボルト１３により連結され、タービン翼１４がロータに植えられ構成されている。ガスタービン運転時はこのロータが回転し、空気が矢印Ａより吸い込まれ、圧縮機ロータ２で圧縮され、燃焼器１５に送り込まれる。
【００２１】
燃焼器１５では燃料が燃焼され、生成された燃焼ガスはタービンノズル１６で整流され、タービンロータ９を回転させ、発電等に用いられる回転エネルギがロータより取り出される。なお、ガスタービン１はタービンベース１７上に固定されている。
【００２２】
本実施例においては、圧縮機ケーシング３に圧力センサ（圧力計測手段）４４が取り付けられる。そして、この圧力センサ４４にて計測された圧縮空気の圧力変動データは、センサアンプ４５と信号線３８を介して、記録装置２９に送られるように形成されている。
【００２３】
図２には、この圧力センサ４４の取り付け方が拡大して示されている。なお、この例では、圧縮機ケーシング３に圧力センサ取り付け穴を穿孔し、この穴に圧力センサ４４を取り付けるようにしている。なお、この圧力センサとしては、一般に採用されているものでよく、例えば歪みゲージ式の圧力センサなどでよい。この図に示されているように、圧力センサ４４を圧縮機ケーシング３の各段落に取り付けることで、この圧力センサ４４に挟まれた静翼８の位置における圧縮空気の圧力変動，すなわち段落の圧力変動が測定される。
【００２４】
図１に戻り、圧力センサ４４で測定され、記録装置２９に記録された圧力変動データは、計算機３０を用いてデータ記録装置３１に保持される。データ記録装置３１は、圧縮機翼の応力解析モデルを保持している。そして計算機３０は、前述の圧力変動データと圧縮機翼の応力解析モデルを読み出し、圧力変動データと圧縮機翼の応力解析モデルを用いて圧縮機翼の圧力変動による応答応力を算出する。
【００２５】
そして、この算出された圧縮機翼の応力波形と環境下での材料強度データを比較することにより、翼の疲労損傷を算出する。評価した疲労損傷はデータ記録装置に収集され、記録される。これにより、正確にかつ迅速に翼の累積疲労損傷が評価され、累積疲労損傷をもとに圧縮機翼の交換時期決定することができ、ガスタービンの信頼性を高めることが可能となる。
【００２６】
図３は、本発明の一実施例における圧縮機翼の余寿命評価のシステム構成図を示している。この圧縮機翼の余寿命評価のシステムは、データ入出力制御サブシステム４７、振動解析サブシステム４８、疲労損傷解析サブシステム４９、波形解析サブシステム５０、余寿命評価サブシステム５１、データーベース５２から構成されている。なお、図中の矢印は各装置間のデータの流れを示している。
【００２７】
この図３を用いて余寿命評価ステップを説明すると、データ入出力制御装サブシステム４７は、本発明で利用するデータの入出力制御を行う。振動解析サブシステムは４８は、データベース５２に収められている圧縮機翼の有限要素法解析モデル、圧縮機翼の減衰比データ、圧力変動データを用いて翼の振動解析を行い、圧縮機翼の実動環境における応力変動を予測する。この場合、振動解析は、構造物の応答の時刻歴波形を解析する時刻歴応答解析を用いても良いし、定常応答を求める周波数応答解析を用いても良い。時刻歴応答解析で変動応力の時刻歴波形を求めたときは、この応力波形解析結果をデータベース５２に記録する。
【００２８】
図４（ｂ）は、振動解析に用いた圧力変動の例を示すもので、圧縮機翼がその運用中で最も大きな振動応力を発生するガスタービン昇速、降速時の旋回失速時の波形を示している。旋回失速は圧縮機特有の圧力変動現象であり、圧縮機動翼と静翼は励振を受け、これらの翼では、定常運転時に比べて高い振動応力が発生する。
【００２９】
図５に圧縮機静翼に歪みゲージを取り付け応力を測定したときの結果が示されている。この測定結果から明らかなように、回転数が定格回転数の７０％前後において旋回失速が発生し、翼の応力が高くなることが分かる。翼の旋回失速時の応力が、疲労損傷の主要因であり、この応力を高精度に求めることで、翼の疲労損傷を精度良く求めることができる。
【００３０】
また、図６には、旋回失速のメカニズムが示されている。旋回失速とは、圧縮機が定格運転以外で運転されている状態で、翼に剥離域が発生し、流れがせき止められた失速セルが回転する現象である。失速セルの通過により翼は励振される。翼の励振周波数は、以下の式で表わされ、係数ａは約０．５であることが知られている。
【００３１】
【数１】
ｆs＝ｎ・ａ・ｆrps・ｊ …（１）
ここで、ｆsは翼の励振周波数、ｎは失速セルの個数、ａは係数、ｆrpsはロータの回転周波数である。なお、ｊは整数である。
【００３２】
なお、図４（ｂ）に示した圧力変動波形は、旋回失速セルが１（ｎ＝１）のものである。図４（ａ）には、ロータの回転パルスが示され、ピークの間隔が１回転に要する時間が示されている。この図から、ロータの２回転の間に圧力変動の波形が１つ存在することが分かる。
【００３３】
図７に圧力変動波形を周波数分析したスペクトルを示す。圧力変動波形の周波数分析は波形解析サブシステム５０にて行う。このように、旋回失速時の圧力波形は、回転数の式１で表わされたｎ＝１の基本波の倍数波ｊ＝１，２，３，４…で表わされることが分かる。図７では、変動応力波形のスペクトルの回転数毎の変化と圧縮機翼の固有振動数を示す。この図によれば、回転数が定格回転７０％近傍で旋回失速波形が大きくなり、また、その基本波の５倍波が翼の固有振動数に接近することが分かる。このため、図５に示したように、回転数が定格回転数の７０％近傍にて、翼の応力が高くなる。
【００３４】
図８に旋回失速時の圧力波形が式で示される周波数が卓越するスペクトルを有するメカニズムを示す。図４（ｂ）の台形に近い変動圧力波形を図８に示す波形に簡略化してモデル化した。図８の波形をフーリエ展開すると圧力変動の基本波である式１のｎ＝１の周波数の整数倍波ｊ＝１，２，３，４…に展開されることが分かる。
【００３５】
図４（ｂ）に示した圧力変動波形を圧縮機翼の有限要素法解析モデルに加え、時刻歴応答解析を実施することで、圧縮機翼の振動応力波形を求めることができる。図９に応力解析モデルを示す。圧力変動波形は翼面に均一に加えてもよいし、翼面の圧力分布がＣＦＤや実機測定で明らかになっている場合は分布をもたせて加えてもよい。また、振動解析を行うときには、データベース５２に、圧縮機固有振動数データや翼の実動応力測定結果が格納されているときは、解析モデルを修正する。解析モデルの修正においては、モデルの拘束条件と減衰を変更する。
【００３６】
周波数応答解析により応力を算出する場合においては、図７や図８に示した様に旋回失速の圧力変動は基本波の倍波の重畳である特徴を利用する。つまり、図７と図８に示した基本波の倍波の周波数を有するピークの振幅を周波数応答解析のモデルに加える。
【００３７】
複数の卓越するピークの圧力変動を考慮することで、翼の応力振幅を正確にもとめることができる。図１０に複数ピークを考慮したときと翼の固有振動数近傍の単一ピークのみを考慮したときの応力解析結果を試験結果と比較する。これによれば、複数のピークを考慮することで、旋回失速時における応力が正確に、安全側で求められていることが分かる。
【００３８】
図１０に示した複数の圧力変動のピークを考慮した周波数応答解析で応力の時刻歴波形を求める際においては、周波数応答解析で得られた圧力の各ピークを有する正弦波の時刻歴波形を発生させ、これらを足し合わせて応力の時刻歴波形を求めるものとする。旋回失速の圧力波形は図８に示したように基本波の倍波を位相差無しでの足し和せであるため、本手法が適用が容易にできる。なお、図１１（ａ）に示されているように１自由度系の応答曲線を用いて、圧力変動の周波数と翼の固有値との関係から、位相差を設けてもよい。なお、応力解析モデルは、該有限要素法解析モデルの他にはり計算などによる圧力変動から応力変動を求める応力解析モデルを用いてもよい。
【００３９】
疲労損傷解析プログラム４９は、データベース５２に格納した前述の応力波形解析結果、翼の実動腐食環境データ、翼材の腐食環境下における時間強度データを読み込み、応力頻度解析と累積疲労損傷解析をおこなう。応力頻度解析手法としては、レインフロー法、レンジペア法、レンジペアミーン法、ピーク法などが一般的に用いられ、変動応力の振幅とその頻度を解析する。
【００４０】
累積疲労損傷解析では、前述の応力頻度解析で得られた応力振幅、応力の頻度、翼の実動腐食環境データ、翼材の腐食環境下における時間強度データを用いて、マイナー則や修正マイナー則などによる累積疲労損傷解析を行い、翼の累積損傷を算出する。解析で得られた累積損傷解析結果は、データベース５２に保持される。そして、運転毎に算出される累積疲労損傷を加算し、データベース５２に保持する。累積損傷に用いる時間強度線図は、圧縮機翼の実動腐食環境データを参照し、翼の腐食環境に相当する時間強度線図を用いる。翼の実動腐食環境は、翼を洗浄した際の洗浄液を分析することで求めることができる。なお、累積損傷解析のかわりに破壊力学を用いたき裂進展解析を用いてもよい。
【００４１】
余寿命評価サブシステム５１においては、データベース５２に格納された累積損傷解析結果データと累積損傷率の制限値を用いて、許容される起動停止回数を算出する事ができる。以上に述べたプログラム構成により、正確にかつ迅速に翼の累積疲労損傷を評価し、累積疲労損傷をもとに圧縮機翼の交換時期決定することができ、ガスタービンの信頼性を高めることができる。
【００４２】
図１２にはもう一つの実施例が示されている。図１に示した発明とほぼ同様の構成であるが、本実施例においては、圧縮機ケーシング３に熱電対４６が取り付けられる。この熱電対４６は、図２に示したように、圧縮機ケーシング３に熱電対取り付け穴を穿孔し、穴に熱電対４６を取り付けている。熱電対４６にてケーシング３の内表面の温度を計測することができる。ガスタービンの停止状態においては、熱電対４６にて計測されたケーシング内表面の温度とケーシングに埋め込まれた圧縮機翼の温度はほぼ等しいと見なすことができ、この熱電対４６にて圧縮機静翼のメタル温度を予測することができる。計測された温度変動データはセンサアンプ４５と信号線３８を介して、記録装置２９に送られる。
【００４３】
本発明では、乾燥空気発生装置５２、乾燥空気配管５３およびバルブ５４より構成される乾燥空気をケーシング３内に流通させる機構を有する。乾燥空気発生装置５２とバルブ５４は計算機３０と制御装置２９から信号線３８を介して送られる制御信号にて制御される。乾燥空気配管３８はケーシング３の抽気ポート位置や空気取り入れ口などに接続され、乾燥空気をケーシング３内に導くように設ける。乾燥空気発生装置は、回転するチャンネル型吸収体を用いて湿度交換を行う装置などが一般的である。
【００４４】
本発明では、湿度センサ５５と温度センサ５７とセンサアンプ５６より構成されるケーシング３の外気の相対湿度と外気温を測定する装置を有している。測定された空気の相対湿度データと外気温データは信号線３８を介して制御・記録装置２９に送られる。湿度センサ５５と温度センサ５７は同一箇所に設置し、ガスタービンの吸い込み空気の湿度と温度を測定するために圧縮空気吸い込み口１８やガスタービンが入っているエンクロージャー内など、ガスタービンが停止しているときに流入する可能性のある空気の湿度と温度を測定する様に設置すればよい。ガスタービンが停止している際においても、ケーシングの開口部から外気が流入するため、流入する可能性のある空気の湿度と温度を計測するものである。
【００４５】
図１２を用いて、この発明の制御ステップを示す。ガスタービンの停止時において、外気の湿度センサ５５と外気温度センサ５７のデータから計算機３０により、外気の飽和蒸気温度ｔｏを求める。ケーシング３に取り付けられた熱電対４６にてケーシング内表面の温度ｔｉを測定する。そして、ｔｏ／ｔｉ＞ｂとなったときに計算機３０は制御装置２９を介して乾燥空気発生装置５２を起動する。ｂは制限値であり、ｂ＝１のときに圧縮機内の空気に含まれる水蒸気が圧縮機の翼面に凝縮すると考えられる。ｂは安全係数を考えて１以下に設定する。なお、本発明は、ｔｏ＞ｔｉの外気がケーシング内に流通することがないように乾燥空気を流すものである。そのため、ｔｉ−ｔｏ＜Ｃ（Ｃは０以上の整数）となったときに、乾燥空気を流通させても良い。
【００４６】
次に、計算機３０は制御装置２９を介してバルブ５４を開け、乾燥空気を乾燥空気配管５３を介して、ケーシング３内に導く。本発明により、ガスタービンケーシング内の空気の露点を圧縮機翼のメタル温度以下とすることができる。これにより、圧縮機翼表面の水分の凝縮を防止することができ、腐食環境を改善することができるので、圧縮機翼の信頼性を高めることができる。なお、同様にケーシング３内の空気の相対湿度を予測し、その相対湿度がある制限値以下となったときに乾燥空気をケーシング内に流通させてもよい。相対湿度の制限値は５０％以下である。
【００４７】
図１３に示した発明はもう一つの実施例である。図１に示した発明とほぼ同様の構成である。本発明では、圧縮機吸い込み口１８には洗浄水を噴射し、前記圧縮機の汚れを取り除くガスタービン圧縮機水洗浄ノズル１９が設けられている。水洗浄ノズル１９は一般的には、圧縮機空気吸い込み口１８に周方向に等間隔で複数本取り付けられる。水洗浄ノズル１９は弁２０、流量計２１、昇圧された純水タンク２５、昇圧された界面活性材のような洗浄液タンク２６、昇圧された石油系洗浄液タンク２７がそれぞれ弁２２、２３、２４を介して、管路でつながっている。
【００４８】
本実施例においては、弁２０、２２、２３、２４は信号線２８を介して、制御装置２９によりその開閉を制御されている。例えば、弁２２を開き、弁２３、２４を閉じ、さらに弁２０を開くことで、水洗浄ノズル１９からは純水が放出され、純水により圧縮機翼の洗浄を行うことができる。同様に、洗浄液タンク２６、洗浄液タンク２７の洗浄液による洗浄も可能である。また、放出された洗浄液の量は流量計２１と制御装置２９で制御され、投入された洗浄液の量は、計算機３０に記録される。これらの装置により、圧縮機翼７、８を洗浄し、翼の汚れを洗浄することで、圧縮機の性能が回復する。
【００４９】
圧縮機ケーシング３の下部には、洗浄後の洗浄水を排出するためのドレイン３２とドレイン開閉のための弁３３が設けられている。排水は弁３７により、サンプル採集機構３５にためられる。サンプル採集機構３５に溜められた排水は、水素イオン濃度を計測し、排水の酸性度を計測するｐＨ計測装置３６により、その酸性度を計測される。ｐＨ計測装置３６にて洗浄水のｐＨを測定することで、圧縮機翼が実際に曝されている腐食環境を測定することができる。なお、投入された純水量と排出された水の水量とｐＨと実機翼の実働環境のｐＨの関係のマスタカーブを作成することで、本発明における翼の腐食環境の予測精度を高めることができる。また、前述の実施例と同様に、圧力変動データと圧縮機翼の構造解析モデルを用いて応力解析を実施することで、圧縮機翼の実動環境下における応力変動を推定することができる。この結果として、収集したｐＨデータと腐食環境下での強度マスターカーブと圧縮機翼の実動環境下における応力変動を比較することで翼の疲労寿命の精度の高い予測が可能である。これにより、正確にかつ迅速に翼の疲労寿命を予測することができ、ガスタービンの信頼性を高めることができる。
【００５０】
なお、弁３４の開閉制御、流量計３６データの取得、ｐＨ測定機構３６の制御、データの取得は信号線３８を介した制御装置２９によりなされる。本実施例では、測定データの記録、表示、弁開閉、サンプル収集を含めたｐＨ測定機構の制御、水洗浄機構の制御、噴射洗浄液量の記録を制御装置２９に信号線で結ばれた計算機３０で行う。また、測定データの記録、腐食環境の寿命データを蓄積する記録装置３１も本実施例は備えている。
【００５１】
図１４の実施例においては、前述した図１３の実施例とは異なり、洗浄排水をサンプル収集装置３５により採取し、採取したサンプルをオフラインで分析する。この実施例によれば、オフラインで洗浄排水の分析が可能であるため、研究室レベルの詳細な分析が可能である。分析内容としては、ｐＨ分析、電気伝導度分析、クロマトグラフィ、ＥＤＸ、各種元素分析、化学分析などが挙げられる。これらの分析によれば、圧縮機翼の実働環境下での腐食環境を評価することができる。
【００５２】
図１５は、図１３に示した発明とほぼ同様の構成である。図１３との違いは、インターネント回線を介して、遠隔地の計算機３０、記録装置３１に接続しているものである。これにより、発電設備の計算機よりも高性能な遠隔地に存在する計算機３１や記録装置３１を用いて解析することが可能となる。この結果、さらに高精度な翼の余寿命評価が可能となり、ガスタービンの信頼性を高めることができるのである。
【００５３】
以上説明してきたようにこのように形成されたガスタービンであると、例えば、圧縮機静翼の旋回失速時の振動応力と腐食環境状態を正確に評価することができ、この応力と環境をもとに余寿命評価が行なわれるので、高精度な余寿命評価が行え、ガスタービンの信頼性を高めることができる。さらに、ガスタービンの停止時において、ケーシング内の温度センサによりケーシング内面の温度を計測し、外気の温度センサと湿度センサによりケーシング内の相対湿度を算出して、ケーシング内の相対湿度がある制限値以下となったときには乾燥空気を流通させる機構によりケーシング内に乾燥空気を流通させ、これにより、ケーシング内の空気の露点を下げることが可能となり、翼表面での水分の凝縮なども防止でき、翼の腐食環境も改善することができるのである。
【００５４】
【発明の効果】
以上説明してきたように本発明によれば、圧縮機翼の実動振動応力が精度良く評価され、圧縮機翼の疲労寿命および交換時期の決定を正確に行うことができるこの種のガスタービンおよびその診断装置を得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明のガスタービンの一実施例を示す縦断側面図である。
【図２】本発明のガスタービンの要部を示すガスタービン断面図である。
【図３】本発明の第１の実施例のプログラム構成図である。
【図４】本発明の第１の実施例における変動圧力データである。
【図５】本発明の第１の実施例を説明する圧縮機翼の発生応力データである。
【図６】旋回失速の説明図である。
【図７】本発明の第１の実施例を説明する旋回失速による翼応力発生の説明図である。
【図８】本発明の第１の実施例を説明する旋回失速による圧力変動の周波数特性の説明図である。
【図９】本発明の第１の実施例を示す応力予測モデルである。
【図１０】本発明の第１の実施例を示す応力予測結果である。
【図１１】本発明の第１の実施例を示す応力予測の説明図である。
【図１２】本発明の他の実施例を示すガスタービン断面図である。
【図１３】本発明の他の実施例を示すガスタービン断面図である。
【図１４】本発明の他の実施例を示すガスタービン断面図である。
【図１５】本発明の他の実施例を示すガスタービン断面図である。
【符号の説明】
１…ガスタービン、２…圧縮機ロータ、３…圧縮機ケーシング、４…コンプレッサスタッブシャフト、５…圧縮機ディスク、６…スタッキングボルト、７…圧縮機動翼、８…圧縮機静翼、９…タービンロータ、１０…タービンスタッブシャフト、１１…タービンディスク、１２…ディスタンスピース、１３…スタッキングボルト、１４…タービン動翼、１５…燃焼器、１６…タービン静翼、１７…タービンベース、１８…圧縮機空気吸い込み口、１９…水洗浄ノズル、２０…弁、２１…流量計、２２…弁、２３…弁、２４…弁、２５…純水タンク、２６…洗浄液（界面活性剤）タンク、２７…洗浄液（石油系）タンク、２８…信号線、２９…制御・記録装置、３０…計算機、３１…データ記録装置、３２…排水ドレイン、３３…弁、３４…流量計、３５…サンプル収集装置、３６…ｐＨ測定装置、３７…弁、３８…信号線、３９…インターネット回線、４４…圧力センサ、４５…センサアンプ、４６…熱電対、４７…データ入出力制御サブシステム、４８…振動解析サブシステム、４９…疲労損傷解析サブシステム、５０…波形解析サブシステム、５１…データーベース、５２…乾燥空気発生装置、５３…乾燥空気配管、５４…バルブ、５５…湿度センサ、５６…センサアンプ、５７…温度センサ。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a gas turbine, a fatigue diagnosis apparatus therefor, and a fatigue diagnosis method therefor.
[0002]
[Prior art]
A gas turbine of this type that has been generally used in the past is provided with a compressor for compressing air and sending it to a combustor. Inside the compressor, the compressor rotates around the central axis of the gas turbine, A compressor rotor in which compressor blades are embedded in a disk is provided. Of course, a compressor vane for rectifying air is also embedded in the rotor blades on the compressor casing side in which the compressor rotor is housed.
[0003]
Since this type of compressor sucks and compresses the atmosphere, dust tends to adhere to the compressor blades described above, and if dust (substance) with corrosive action adheres to the blades, the compressor efficiency will decrease. Of course, corrosion pits may occur and the fatigue life may be shortened.
[0004]
In general, the corrosive substances adhering to the compressor blades are periodically removed to extend their life, and the fatigue life of the compressor blades is predicted empirically, and the compressor blades are To replace. Various ideas are used to predict and determine the life span of the compressor blades, fatigue life, and replacement time, and the life extension method or judgment method that is considered to be optimal depending on the ambient environment and operating conditions in which the equipment is installed is adopted. ing.
[0005]
As a method for extending the life of the compressor blades, for example, the fatigue life against a fluid excitation load that is applied when the compressor compresses air is increased by adding a compressive residual stress, or Japanese Patent Laid-Open No. 8-296453. As disclosed in the official gazette, washing water is injected from the compressor suction port of the gas turbine, and the waste water after washing is discharged from the drainage drain to remove the dirt of the compressor so as to extend the life of the compressor blades. Some are.
[0006]
In other words, gas turbines generally have an open air cycle, and when the air is sucked in during operation, the dust removal filter provided in the intake section cannot remove fine dust in the air, and the compressor air intake port. The washing water is sprayed from the water washing device provided in the compressor onto the compressor blades, and the compressor efficiency is recovered by removing dirt from the blades.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
As described above, dust that cannot be removed by the filter from the compressor suction port adheres to the compressor blades. Among these deposits, if corrosive substances such as sodium and potassium contained in seawater or sulfurous acid gas and nitrogen oxide contained in the soot in the atmosphere adhere to the blade, the blade is placed in a corrosive environment. Corrosion pits are generated and the fatigue life is shortened. Further, it is known that the fatigue strength of 12Cr steel or the like generally used for a compressor blade material is reduced in a salt water environment or an acid solution environment. Such an example is described, for example, on pages 379 to 380 of the Allianz Damage Prevention Handbook (issued on March 1, 1991 by the Japan Machinery Insurance Federation).
[0008]
Further, the compressor blade is subjected to a gas reaction force for compressing air during the operation of the gas turbine and a vibration load due to pressure fluctuation. The compressor blade is designed so that the stress generated for these loads is less than the design allowable stress considering the safety factor with respect to the fatigue limit of the material. However, as described above, since the fatigue limit of the material is reduced in a corrosive environment, the safety factor against the design load is reduced, and in some cases, the reliability of the blade cannot be guaranteed. In addition, it is assumed that the reliability of the blade cannot be guaranteed against the progress of the corrosive environment due to the deterioration of the atmospheric environment at the time of design.
[0009]
At this time, in order to guarantee the reliability of the blade, it is necessary to accurately estimate the actual vibration stress generated in the blade and the corrosive environment to which the blade is exposed, and evaluate the strength and the remaining life. However, it is difficult to accurately evaluate the actual vibration stress of the blade and the actual corrosive environment, and the corrosive environment can be improved by frequently performing water washing as disclosed in JP-A-8-296453. In general, it is necessary to perform water washing when the gas turbine is stopped, and it is difficult to perform this frequently from the viewpoint of operation and economy.
[0010]
The present invention has been made in view of this, and the object of the present invention is to accurately evaluate the actual vibration stress of the compressor blade and accurately determine the fatigue life and replacement time of the compressor blade. It is an object of the present invention to provide a gas turbine of this type, a fatigue diagnosis device thereof, and a fatigue diagnosis method. Another object is to provide a gas turbine capable of extending the life of the compressor blades.
[0011]
[Means for Solving the Problems]
That is, the present invention is a gas turbine fatigue diagnosis method for diagnosing blade fatigue provided in a gas turbine compressor, measuring pressure fluctuations in the blade stage of the gas turbine compressor, and measuring the measured pressure fluctuation data. And stress analysis using the structural analysis model of the compressor blades to estimate the stress fluctuations in the actual operating environment of the compressor blades, and the estimated stress fluctuations of the compressor blades are Compared with the strength master curve in the corrosive environment of the blade material, the fatigue damage of the compressor blade is evaluated, and the replacement time of the compressor blade is determined based on the evaluated fatigue damage, and the intended purpose is achieved. It is what you do.
[0012]
Further, the present invention provides a gas turbine fatigue diagnosis apparatus for diagnosing blade fatigue provided in a gas turbine compressor, a pressure measurement means for measuring a pressure in a stage portion of the gas turbine compressor, and the pressure measurement apparatus The data collection device that collects the measured values of this, the pressure fluctuation data of this data collection device and the structural analysis model of the predetermined compressor blade, the stress analysis is performed, and the stress fluctuation of the compressor blade in the working environment The estimated fluctuation of the compressor blade stress was compared with the strength master curve in the corrosive environment of the predetermined compressor blade material, and the evaluation means for evaluating the fatigue damage of the compressor blade was evaluated. And means for determining the replacement time of the compressor blades based on fatigue damage.
[0013]
Further, in the gas turbine in which the turbine and the compressor are coaxially included in the casing, the pressure sensor for measuring the pressure in the stage portion of the compressor casing and the measurement value of the pressure sensor are collected in the gas turbine. And a data processing device for calculating the strength master curve in a corrosive environment, a calculation device having a structural analysis model of pressure fluctuations in a paragraph and a compressor blade, wherein the strength master curve and the structural analysis model are included in the calculation device. The stress analysis of the compressor blade is performed by the above, fatigue damage is analyzed, and the blade replacement time is determined.
[0014]
Further, a gas turbine compressor water cleaning apparatus in which a turbine and a compressor are coaxially included in a casing, and cleaning water is ejected from an air suction port of the compressor and discharged after cleaning to remove dirt from the compressor. In the gas turbine, the detection means for detecting the pH of the discharged cleaning water, the pressure sensor for measuring the pressure in the stage portion of the compressor casing, and the measured value of the pressure sensor are collected in the gas turbine. A data collection device for calculating the strength master curve in a corrosive environment, a calculation device having a structural analysis model of the pressure fluctuation of the paragraph and the compressor blade, and the strength master curve and the structural analysis model in the calculation device In addition, the stress analysis of the compressor blade is performed based on the pH data of the washing water, the fatigue damage is analyzed, and the blade replacement time is determined.
[0015]
Further, a gas turbine compressor water cleaning apparatus in which a turbine and a compressor are coaxially included in a casing, and cleaning water is ejected from an air suction port of the compressor and discharged after cleaning to remove dirt from the compressor. In the gas turbine, the drainage sample collection mechanism for the discharged cleaning water, the pressure sensor for measuring the pressure in the stage portion of the compressor casing, and the data for collecting the measurement values of the pressure sensor. A collection device, and a calculation device having a structural analysis model of a strength master curve under corrosive environment, paragraph pressure fluctuation and a compressor blade, wherein the calculation device includes the strength master curve, the structural analysis model, and the Compressor blade stress analysis is performed using drainage sample data, fatigue damage is analyzed, and blade replacement time is determined.
[0016]
The present invention also provides a gas turbine in which a turbine and a compressor are coaxially contained in a casing, a temperature sensor for measuring the temperature in the compressor casing, and a flow of air flowing into the compressor. Humidity sensor that measures humidity, a mechanism that circulates dry air in the casing based on the measurement data of the temperature sensor and the humidity sensor, a pressure sensor that measures the pressure at the stage of the compressor casing, and a measured value of the pressure sensor And a computer having a structure analysis model of the pressure fluctuation of the paragraph and the structure of the compressor blade, and a casing based on the measurement data of the temperature sensor and the humidity sensor. The dry air is circulated in the interior, and the strength master curve and the structural solution are Performs a stress analysis of the compressor blades by the model, to analyze the fatigue damage, is obtained so as to determine the time to replace the wing.
[0017]
That is, in the gas turbine formed in this way, the gas turbine includes a pressure sensor that measures the pressure in the stage of the compressor casing, a data collection device that collects the measurement value of the pressure sensor, and a corrosive environment. And a calculation device having a structural analysis model of the pressure fluctuation of the paragraph and the pressure fluctuation of the paragraph and the compressor blade. In the calculation device, the stress analysis of the compressor blade based on the strength master curve and the structural analysis model is provided. Fatigue damage analysis is performed and the blade replacement time is determined, so the actual vibration stress of the compressor blade can be accurately evaluated, and the compressor blade fatigue life and replacement time can be accurately determined. It is.
[0018]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, the present invention will be described in detail based on the illustrated embodiments. FIG. 1 shows the gas turbine equipment. 1 is a gas turbine body, 2a is a compressor, 14a is a turbine, 15 is a combustor, and 18 is a compressor air inlet.
[0019]
The rotor 2 of the compressor is formed by implanting a compressor rotor blade 7 on a rotor shaft via a dovetail. The rotor shaft is formed by connecting a compressor stub shaft 4 and a compressor disk 5 with a compressor stacking bolt 6. The compressor casing 3 is provided with a compressor vane 8 inside thereof. The compressor vane 8 is formed by being fitted into a groove provided on the inner wall of the compressor casing, and sucked from a compressor air suction port 18. The air is rectified and sent to the compressor blades 7.
[0020]
The turbine rotor 9 includes a turbine stub shaft 10, a turbine disk 11, and a distance piece 12 connected by a stacking bolt 13, and a turbine blade 14 planted in the rotor. During operation of the gas turbine, this rotor rotates, and air is sucked in from the arrow A, compressed by the compressor rotor 2, and sent to the combustor 15.
[0021]
Fuel is combusted in the combustor 15, and the generated combustion gas is rectified by the turbine nozzle 16 to rotate the turbine rotor 9, and rotational energy used for power generation and the like is extracted from the rotor. The gas turbine 1 is fixed on the turbine base 17.
[0022]
In the present embodiment, a pressure sensor (pressure measuring means) 44 is attached to the compressor casing 3. The pressure fluctuation data of the compressed air measured by the pressure sensor 44 is formed so as to be sent to the recording device 29 via the sensor amplifier 45 and the signal line 38.
[0023]
FIG. 2 is an enlarged view showing how the pressure sensor 44 is attached. In this example, a pressure sensor mounting hole is drilled in the compressor casing 3, and the pressure sensor 44 is mounted in this hole. In addition, as this pressure sensor, what is generally employ | adopted may be sufficient, for example, a strain gauge type pressure sensor etc. may be sufficient. As shown in this figure, by attaching the pressure sensor 44 to each stage of the compressor casing 3, the pressure fluctuation of the compressed air at the position of the stationary blade 8 sandwiched between the pressure sensors 44, that is, the pressure of the stage Variation is measured.
[0024]
Returning to FIG. 1, the pressure fluctuation data measured by the pressure sensor 44 and recorded in the recording device 29 is held in the data recording device 31 using the calculator 30. The data recording device 31 holds a stress analysis model of the compressor blade. The computer 30 reads the pressure fluctuation data and the compressor blade stress analysis model described above, and calculates the response stress due to the pressure fluctuation of the compressor blade using the pressure fluctuation data and the compressor blade stress analysis model.
[0025]
Then, the fatigue damage of the blade is calculated by comparing the calculated stress waveform of the compressor blade with the material strength data in the environment. The evaluated fatigue damage is collected and recorded in a data recording device. As a result, the accumulated fatigue damage of the blades can be accurately and quickly evaluated, and the replacement time of the compressor blades can be determined based on the accumulated fatigue damage, thereby improving the reliability of the gas turbine.
[0026]
FIG. 3 shows a system configuration diagram for evaluating the remaining life of the compressor blades in one embodiment of the present invention. This compressor blade remaining life evaluation system includes a data input / output control subsystem 47, vibration analysis subsystem 48, fatigue damage analysis subsystem 49, waveform analysis subsystem 50, remaining life evaluation subsystem 51, and database 52. It is configured. In addition, the arrow in a figure has shown the flow of the data between each apparatus.
[0027]
The remaining life evaluation step will be described with reference to FIG. 3. The data input / output control subsystem 47 performs data input / output control used in the present invention. The vibration analysis subsystem 48 performs blade vibration analysis using the compressor blade finite element method analysis model, compressor blade damping ratio data, and pressure fluctuation data stored in the database 52, and the compressor blade Predict stress fluctuations in the production environment. In this case, the vibration analysis may use a time history response analysis for analyzing a time history waveform of the response of the structure, or may use a frequency response analysis for obtaining a steady response. When the time history waveform of the fluctuating stress is obtained by the time history response analysis, the stress waveform analysis result is recorded in the database 52.
[0028]
FIG. 4 (b) shows an example of pressure fluctuation used for vibration analysis. The waveform at the time of turning stall at the time of gas turbine ascending / descending when the compressor blade generates the largest vibration stress during its operation. Is shown. Rotating stall is a pressure fluctuation phenomenon peculiar to a compressor, and compressor blades and stationary blades are excited, and these blades generate higher vibrational stress than in steady operation.
[0029]
FIG. 5 shows the results when a strain gauge is attached to the compressor vane and the stress is measured. As is apparent from this measurement result, it can be seen that a rotating stall occurs when the rotational speed is around 70% of the rated rotational speed, and the stress of the blades increases. The stress at the time of rotating stall of the blade is the main factor of fatigue damage. By obtaining this stress with high accuracy, the fatigue damage of the blade can be accurately determined.
[0030]
FIG. 6 shows a mechanism for turning stall. Rotating stall is a phenomenon in which a stalled cell in which a separation zone is generated in a blade and the flow is blocked while the compressor is operated at a speed other than rated operation rotates. The blade is excited by the passage of the stall cell. The excitation frequency of the blade is expressed by the following equation, and the coefficient a is known to be about 0.5.
[0031]
[Expression 1]
fs = n · a · frps · j (1)
Here, fs is the blade excitation frequency, n is the number of stalled cells, a is a coefficient, and frps is the rotational frequency of the rotor. J is an integer.
[0032]
Note that the pressure fluctuation waveform shown in FIG. 4B is for the case where the turning stall cell is 1 (n = 1). FIG. 4A shows a rotor rotation pulse, and shows the time required for one rotation with a peak interval. From this figure, it can be seen that there is one pressure fluctuation waveform between two rotations of the rotor.
[0033]
FIG. 7 shows a spectrum obtained by frequency analysis of the pressure fluctuation waveform. The frequency analysis of the pressure fluctuation waveform is performed by the waveform analysis subsystem 50. Thus, it can be seen that the pressure waveform at the time of turning stall is represented by a multiple wave j = 1, 2, 3, 4... Of the fundamental wave of n = 1 represented by Equation 1 of the rotational speed. FIG. 7 shows the change of the spectrum of the fluctuating stress waveform for each rotation speed and the natural frequency of the compressor blade. According to this figure, it can be seen that the turning stall waveform becomes large when the rotation speed is around 70% of the rated rotation, and the fifth harmonic of the fundamental wave approaches the natural frequency of the blade. For this reason, as shown in FIG. 5, the blade stress increases when the rotational speed is in the vicinity of 70% of the rated rotational speed.
[0034]
FIG. 8 shows a mechanism having a spectrum in which the frequency of the pressure waveform at the time of turning stall is expressed by an equation. The fluctuation pressure waveform close to the trapezoid of FIG. 4B was simplified and modeled to the waveform shown in FIG. When the waveform of FIG. 8 is Fourier-expanded, it can be seen that the waveform is expanded into integer multiples j = 1, 2, 3, 4,...
[0035]
By adding the pressure fluctuation waveform shown in FIG. 4B to the finite element method analysis model of the compressor blade and performing time history response analysis, the vibration stress waveform of the compressor blade can be obtained. FIG. 9 shows a stress analysis model. The pressure fluctuation waveform may be applied uniformly to the blade surface, or may be added with a distribution when the pressure distribution on the blade surface is clarified by CFD or actual machine measurement. When the vibration analysis is performed, if the database 52 stores the compressor natural frequency data and the blade actual dynamic stress measurement result, the analysis model is corrected. In the modification of the analysis model, the constraint conditions and attenuation of the model are changed.
[0036]
In the case of calculating stress by frequency response analysis, as shown in FIG. 7 and FIG. 8, the characteristic that the pressure fluctuation of the turning stall is a superposition of the harmonic wave of the fundamental wave is used. That is, the peak amplitude having the harmonic frequency of the fundamental wave shown in FIGS. 7 and 8 is added to the model of the frequency response analysis.
[0037]
By taking into account the pressure fluctuations of several prominent peaks, the blade's stress amplitude can be accurately determined. FIG. 10 compares the stress analysis results with the test results when multiple peaks are considered and when only a single peak near the natural frequency of the blade is considered. According to this, it is understood that the stress at the time of turning stall is accurately calculated on the safe side by considering a plurality of peaks.
[0038]
When the time history waveform of stress is obtained by frequency response analysis taking into account the plurality of pressure fluctuation peaks shown in FIG. 10, a time history waveform of a sine wave having each pressure peak obtained by frequency response analysis is generated. These are added together to obtain a time history waveform of stress. As shown in FIG. 8, the pressure waveform of the rotating stall is obtained by adding the harmonics of the fundamental wave without any phase difference, so that this method can be easily applied. In addition, as shown in FIG. 11A, a phase difference may be provided from the relationship between the frequency of pressure fluctuation and the eigenvalue of the blade, using a one-degree-of-freedom response curve. The stress analysis model may be a stress analysis model that obtains stress fluctuation from pressure fluctuation by beam calculation or the like in addition to the finite element method analysis model.
[0039]
The fatigue damage analysis program 49 reads the above-described stress waveform analysis results, actual blade erosion environment data, and time strength data of the wing material in a corrosive environment, and performs stress frequency analysis and cumulative fatigue damage analysis. . As a stress frequency analysis method, a rain flow method, a range pair method, a range pair mean method, a peak method, or the like is generally used, and the amplitude and frequency of the fluctuating stress are analyzed.
[0040]
In cumulative fatigue damage analysis, the minor and modified minor laws are calculated using the stress amplitude, stress frequency, blade actual corrosion environment data, and time strength data of the blade material in the corrosive environment obtained from the stress frequency analysis described above. Cumulative fatigue damage analysis is performed to calculate the cumulative blade damage. The accumulated damage analysis result obtained by the analysis is held in the database 52. The cumulative fatigue damage calculated for each operation is added and stored in the database 52. The time intensity diagram used for cumulative damage refers to the actual corrosion environment data of the compressor blade, and uses the time strength diagram corresponding to the blade corrosion environment. The actual corrosive environment of the blade can be obtained by analyzing the cleaning liquid when the blade is cleaned. Instead of cumulative damage analysis, crack growth analysis using fracture mechanics may be used.
[0041]
The remaining life evaluation subsystem 51 can calculate the allowable number of start / stop operations using the cumulative damage analysis result data stored in the database 52 and the limit value of the cumulative damage rate. With the program configuration described above, the accumulated fatigue damage of the blades can be accurately and quickly evaluated, and the compressor blade replacement time can be determined based on the accumulated fatigue damage, thereby improving the reliability of the gas turbine. it can.
[0042]
FIG. 12 shows another embodiment. Although the configuration is almost the same as that of the invention shown in FIG. 1, in this embodiment, a thermocouple 46 is attached to the compressor casing 3. As shown in FIG. 2, the thermocouple 46 has a thermocouple mounting hole formed in the compressor casing 3, and the thermocouple 46 is mounted in the hole. The temperature of the inner surface of the casing 3 can be measured with the thermocouple 46. When the gas turbine is stopped, the temperature of the inner surface of the casing measured by the thermocouple 46 and the temperature of the compressor blades embedded in the casing can be regarded as substantially equal. The metal temperature of the wing can be predicted. The measured temperature fluctuation data is sent to the recording device 29 via the sensor amplifier 45 and the signal line 38.
[0043]
In the present invention, there is a mechanism for circulating the dry air configured by the dry air generator 52, the dry air pipe 53 and the valve 54 into the casing 3. The dry air generating device 52 and the valve 54 are controlled by a control signal sent from the computer 30 and the control device 29 via the signal line 38. The dry air pipe 38 is connected to an extraction port position of the casing 3, an air intake port, and the like, and is provided so as to guide the dry air into the casing 3. The dry air generating device is generally a device for exchanging humidity using a rotating channel type absorber.
[0044]
In this invention, it has the apparatus which measures the relative humidity and external temperature of the external air of the casing 3 comprised from the humidity sensor 55, the temperature sensor 57, and sensor amplifier 56. FIG. The measured air relative humidity data and outside air temperature data are sent to the control / recording device 29 via the signal line 38. The humidity sensor 55 and the temperature sensor 57 are installed at the same location, and the gas turbine is stopped when the humidity and temperature of the intake air of the gas turbine are measured, such as in the enclosure containing the compressed air inlet 18 or the gas turbine. It may be installed so as to measure the humidity and temperature of the air that may flow in. Even when the gas turbine is stopped, since the outside air flows in from the opening of the casing, the humidity and temperature of the air that may flow in are measured.
[0045]
FIG. 12 is used to show the control steps of the present invention. When the gas turbine is stopped, the saturated steam temperature to of the outside air is obtained by the calculator 30 from the data of the outside air humidity sensor 55 and the outside air temperature sensor 57. A temperature ti on the inner surface of the casing is measured by a thermocouple 46 attached to the casing 3. When to / ti> b, the computer 30 activates the dry air generation device 52 via the control device 29. b is a limit value, and it is considered that water vapor contained in the air in the compressor is condensed on the blade surface of the compressor when b = 1. b is set to 1 or less considering the safety factor. In the present invention, dry air is allowed to flow so that outside air of to> ti does not circulate in the casing. Therefore, dry air may be circulated when ti-to <C (C is an integer of 0 or more).
[0046]
Next, the computer 30 opens the valve 54 via the control device 29 and guides the dry air into the casing 3 via the dry air pipe 53. By this invention, the dew point of the air in a gas turbine casing can be made below into the metal temperature of a compressor blade. Thereby, condensation of moisture on the surface of the compressor blade can be prevented, and the corrosive environment can be improved, so that the reliability of the compressor blade can be enhanced. Similarly, the relative humidity of the air in the casing 3 may be predicted, and the dry air may be circulated in the casing when the relative humidity falls below a certain limit value. The limit value of relative humidity is 50% or less.
[0047]
The invention shown in FIG. 13 is another embodiment. The configuration is almost the same as that of the invention shown in FIG. In the present invention, the compressor suction port 18 is provided with a gas turbine compressor water cleaning nozzle 19 for injecting cleaning water and removing dirt from the compressor. In general, a plurality of water washing nozzles 19 are attached to the compressor air suction port 18 at equal intervals in the circumferential direction. The water cleaning nozzle 19 has a valve 20, a flow meter 21, a pressurized pure water tank 25, a pressurized cleaning liquid tank 26 such as a surfactant, and a pressurized petroleum-based cleaning liquid tank 27 through the valves 22, 23 and 24, respectively. It is connected by a pipe line.
[0048]
In the present embodiment, the valves 20, 22, 23, and 24 are controlled to be opened and closed by the control device 29 via the signal line 28. For example, when the valve 22 is opened, the valves 23 and 24 are closed, and the valve 20 is further opened, pure water is discharged from the water washing nozzle 19 and the compressor blades can be washed with pure water. Similarly, the cleaning liquid tank 26 and the cleaning liquid tank 27 can be cleaned with the cleaning liquid. Further, the amount of the cleaning liquid released is controlled by the flow meter 21 and the control device 29, and the amount of the cleaning liquid input is recorded in the computer 30. With these devices, the compressor blades 7 and 8 are washed, and the blades are cleaned to restore the compressor performance.
[0049]
At the lower part of the compressor casing 3, a drain 32 for discharging the washed water after washing and a valve 33 for opening and closing the drain are provided. Drainage is stored in the sample collection mechanism 35 by a valve 37. The wastewater collected in the sample collection mechanism 35 is measured for acidity by a pH measuring device 36 that measures the hydrogen ion concentration and measures the acidity of the wastewater. By measuring the pH of the washing water with the pH measuring device 36, the corrosive environment where the compressor blades are actually exposed can be measured. In addition, by creating a master curve of the relationship between the amount of pure water input, the amount of water discharged and pH, and the pH of the actual working environment of the actual blade, it is possible to improve the prediction accuracy of the corrosive environment of the blade in the present invention. . Similarly to the above-described embodiment, by performing stress analysis using the pressure variation data and the structural analysis model of the compressor blade, it is possible to estimate the stress variation in the actual operating environment of the compressor blade. As a result, it is possible to accurately predict the fatigue life of the blade by comparing the collected pH data, the strength master curve in the corrosive environment, and the stress fluctuation in the actual operating environment of the compressor blade. As a result, the fatigue life of the blades can be predicted accurately and quickly, and the reliability of the gas turbine can be improved.
[0050]
The opening / closing control of the valve 34, the acquisition of the flow meter 36 data, the control of the pH measurement mechanism 36, and the acquisition of data are performed by the control device 29 via the signal line 38. In the present embodiment, a computer 30 in which measurement data is recorded, displayed, valve opening / closing, control of a pH measurement mechanism including sample collection, control of a water cleaning mechanism, and recording of the amount of spray cleaning liquid are connected to the control device 29 by a signal line. To do. In addition, the present embodiment also includes a recording device 31 for recording measurement data and accumulating life data of a corrosive environment.
[0051]
In the embodiment of FIG. 14, unlike the embodiment of FIG. 13 described above, the cleaning wastewater is collected by the sample collection device 35, and the collected sample is analyzed off-line. According to this embodiment, since it is possible to analyze the washing wastewater offline, a detailed analysis at the laboratory level is possible. The analysis content includes pH analysis, electrical conductivity analysis, chromatography, EDX, various elemental analysis, chemical analysis, and the like. According to these analyses, the corrosive environment under the working environment of the compressor blade can be evaluated.
[0052]
FIG. 15 has a configuration substantially similar to that of the invention shown in FIG. The difference from FIG. 13 is that the computer 30 and the recording device 31 are connected to each other via an internet line. Thereby, it becomes possible to analyze using the computer 31 and the recording device 31 which exist in a remote place with higher performance than the computer of the power generation facility. As a result, it is possible to evaluate the remaining life of the blade with higher accuracy, and to improve the reliability of the gas turbine.
[0053]
As described above, in the case of a gas turbine formed in this way, for example, it is possible to accurately evaluate the vibration stress and the corrosion environment state at the time of rotating stall of the compressor stationary blade, and the stress and environment In addition, since the remaining life evaluation is performed, a highly accurate remaining life evaluation can be performed and the reliability of the gas turbine can be improved. Further, when the gas turbine is stopped, the temperature inside the casing is measured by the temperature sensor inside the casing, the relative humidity inside the casing is calculated by the outside air temperature sensor and the humidity sensor, and the relative humidity inside the casing has a certain limit value. The dry air is circulated in the casing by a mechanism that circulates the dry air when it becomes below, which makes it possible to lower the dew point of the air in the casing and prevent condensation of moisture on the blade surface. The corrosive environment can be improved.
[0054]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the actual vibration stress of the compressor blade is accurately evaluated, and this kind of gas turbine capable of accurately determining the fatigue life and replacement time of the compressor blade and The diagnostic device can be obtained.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a longitudinal side view showing an embodiment of a gas turbine of the present invention.
FIG. 2 is a gas turbine cross-sectional view showing a main part of the gas turbine of the present invention.
FIG. 3 is a program configuration diagram of the first embodiment of the present invention.
FIG. 4 is fluctuating pressure data in the first embodiment of the present invention.
FIG. 5 is generated stress data of a compressor blade for explaining the first embodiment of the present invention.
FIG. 6 is an explanatory diagram of a turning stall.
FIG. 7 is an explanatory view of generation of blade stress due to turning stall, explaining the first embodiment of the present invention.
FIG. 8 is an explanatory diagram of frequency characteristics of pressure fluctuation due to turning stall, explaining the first embodiment of the present invention.
FIG. 9 is a stress prediction model showing the first embodiment of the present invention.
FIG. 10 is a stress prediction result showing the first embodiment of the present invention.
FIG. 11 is an explanatory diagram of stress prediction according to the first embodiment of this invention.
FIG. 12 is a sectional view of a gas turbine showing another embodiment of the present invention.
FIG. 13 is a gas turbine cross-sectional view showing another embodiment of the present invention.
FIG. 14 is a gas turbine cross-sectional view showing another embodiment of the present invention.
FIG. 15 is a sectional view of a gas turbine showing another embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Gas turbine, 2 ... Compressor rotor, 3 ... Compressor casing, 4 ... Compressor stub shaft, 5 ... Compressor disk, 6 ... Stacking bolt, 7 ... Compressor blade, 8 ... Compressor stationary blade, 9 ... Turbine Rotor, 10 ... Turbine stub shaft, 11 ... Turbine disk, 12 ... Distance piece, 13 ... Stacking bolt, 14 ... Turbine blade, 15 ... Combustor, 16 ... Turbine stationary blade, 17 ... Turbine base, 18 ... Compressor air Suction port, 19 ... water cleaning nozzle, 20 ... valve, 21 ... flow meter, 22 ... valve, 23 ... valve, 24 ... valve, 25 ... pure water tank, 26 ... cleaning liquid (surfactant) tank, 27 ... cleaning liquid ( Petroleum-based) tank, 28 ... signal line, 29 ... control and recording device, 30 ... computer, 31 ... data recording device, 32 ... drainage drain, 33 ... valve, 34 ... flow 35 ... Sample collection device, 36 ... pH measurement device, 37 ... Valve, 38 ... Signal line, 39 ... Internet line, 44 ... Pressure sensor, 45 ... Sensor amplifier, 46 ... Thermocouple, 47 ... Data input / output control sub 48, vibration analysis subsystem, 49 ... fatigue damage analysis subsystem, 50 ... waveform analysis subsystem, 51 ... database, 52 ... dry air generator, 53 ... dry air piping, 54 ... valve, 55 ... humidity sensor 56 ... sensor amplifier, 57 ... temperature sensor.

Claims

In a gas turbine fatigue diagnosis method for diagnosing blade fatigue provided in a gas turbine compressor,
The pressure fluctuation in the blade stage of the gas turbine compressor is measured, and the stress analysis is performed using the measured pressure fluctuation data and a predetermined structural analysis model of the compressor blade. Fluctuation was estimated, and the estimated stress fluctuation of the compressor blade was compared with the strength master curve in a corrosive environment of the predetermined compressor blade material to evaluate the fatigue damage of the compressor blade, and the evaluated fatigue A method for diagnosing fatigue of a gas turbine, characterized in that the replacement time of a compressor blade is determined based on damage.

In a gas turbine fatigue diagnosis apparatus for diagnosing blade fatigue provided in a gas turbine compressor,
Pressure measuring means for measuring the pressure in the paragraph of the gas turbine compressor, a data collecting device for collecting measured values of the pressure measuring device, pressure fluctuation data of the data collecting device, and structural analysis of a predetermined compressor blade Perform stress analysis using the model and estimate the stress fluctuations in the actual operating environment of the compressor blades. The estimated stress fluctuations in the compressor blades are measured under the predetermined corrosive environment of the compressor blade material. A gas turbine characterized by having an evaluation means for evaluating fatigue damage of a compressor blade and a means for determining a replacement time of the compressor blade based on the evaluated fatigue damage, compared to a strength master curve of Fatigue diagnostic device.

In a gas turbine in which a turbine and a compressor are coaxially included in a casing,
In the gas turbine, a pressure sensor for measuring a pressure in a paragraph portion of the compressor casing, a data collection device for collecting a measurement value of the pressure sensor, a strength master curve in a corrosive environment, a pressure fluctuation and compression of the paragraph A calculation device having a structural analysis model with the machine blade, wherein the calculation device performs stress analysis of the compressor blade using the strength master curve and the structural analysis model, analyzes fatigue damage, and determines the replacement time of the blade. A gas turbine characterized by being determined.

A turbine and a compressor are coaxially included in a casing, and a water cleaning device is provided for injecting cleaning water from an air suction port of the compressor, discharging the water after cleaning, and removing dirt from the compressor. Gas turbine
Detection means for detecting the pH of the discharged cleaning water in the gas turbine, a pressure sensor for measuring the pressure in the stage of the compressor casing, a data collection device for collecting the measurement value of the pressure sensor, and a corrosive environment And a calculation device having a structural analysis model of the pressure master curve, paragraph pressure fluctuations and compressor blades, wherein the calculation device uses the strength master curve, the structural analysis model, and the pH data of the washing water. A gas turbine characterized by performing stress analysis of compressor blades, analyzing fatigue damage, and determining blade replacement time.

A turbine and a compressor are coaxially included in a casing, and a water cleaning device is provided for injecting cleaning water from an air suction port of the compressor, discharging the water after cleaning, and removing dirt from the compressor. Gas turbine
In the gas turbine, in the corrosive environment, a drainage sampling mechanism for the discharged cleaning water, a pressure sensor that measures the pressure in the stage of the compressor casing, a data collection device that collects the measurement value of the pressure sensor, and And a calculation device having a structural analysis model of the pressure fluctuation of the paragraph and the structural fluctuation model of the compressor blade, and the calculation device of the compressor blade by the strength master curve, the structural analysis model and the drainage sample data. A gas turbine characterized by stress analysis, fatigue damage analysis, and determination of blade replacement time.

In a gas turbine in which a turbine and a compressor are coaxially included in a casing,
A temperature sensor for measuring the temperature in the compressor casing, a humidity sensor for measuring the humidity of the intake air of the compressor, and dry air is circulated in the casing by the measurement data of the temperature sensor and the humidity sensor. Mechanism, a pressure sensor for measuring the pressure in the paragraph part of the compressor casing, a data collection device for collecting the measured value of the pressure sensor, a strength master curve in a corrosive environment, a pressure fluctuation in the paragraph and a compressor blade And a calculation device having a structural analysis model with the temperature sensor and the humidity sensor to allow dry air to flow through the casing, and the calculation device uses the strength master curve and the structural analysis model. The stress analysis of the compressor blades was performed by the above, fatigue damage was analyzed, and the blade replacement time was determined. That gas turbine.