RU2454571C2 - Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора - Google Patents

Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора Download PDF

Info

Publication number
RU2454571C2
RU2454571C2 RU2009112377/06A RU2009112377A RU2454571C2 RU 2454571 C2 RU2454571 C2 RU 2454571C2 RU 2009112377/06 A RU2009112377/06 A RU 2009112377/06A RU 2009112377 A RU2009112377 A RU 2009112377A RU 2454571 C2 RU2454571 C2 RU 2454571C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
turbine
compressor
runout
speed
controller
Prior art date
Application number
RU2009112377/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009112377A (ru
Inventor
Джон Р. ВУЛФЛИК (US)
Джон Р. ВУЛФЛИК
Меган В. ЭВАНС (US)
Меган В. ЭВАНС
Джалил ВАЛАППИЛ (US)
Джалил ВАЛАППИЛ
Бобби Д. МАРТИНЕЗ (US)
Бобби Д. Мартинез
Марк БЕЛЛОМИ (US)
Марк БЕЛЛОМИ
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of RU2009112377A publication Critical patent/RU2009112377A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2454571C2 publication Critical patent/RU2454571C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
    • F04D27/02—Surge control
    • F04D27/0261—Surge control by varying driving speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D25/00—Pumping installations or systems
    • F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D25/04—Units comprising pumps and their driving means the pump being fluid-driven
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0298—Safety aspects and control of the refrigerant compression system, e.g. anti-surge control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/20—Control for stopping, deriming or defrosting after an emergency shut-down of the installation or for back up system
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B30/00—Energy efficient heating, ventilation or air conditioning [HVAC]
    • Y02B30/70—Efficient control or regulation technologies, e.g. for control of refrigerant flow, motor or heating

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

Система управления отслеживает и регулирует работу турбины и компрессора во избежание снижения скорости вращения турбины во избежание биения компрессора. Контроллер скорости турбины принимает сигнал скорости турбины и сигнал температуры турбины, генерирует заданное значение границы биения и регулирует перезажигание турбины. Контроллер границы биения, связанный с компрессором, принимает заданное значение границы биения от контроллера скорости турбины и принимает сигнал нагрузки от одного или несколько датчиков и модулирует дроссельный клапан компрессора, чтобы компрессор работал на границе биения, которая приблизительно равна заданному значению границы биения. В системе, где несколько компрессоров приводятся в действие одной турбиной, контроллер границы биения связан с каждым компрессором. Такая система позволит предотвратить застопоривание турбины. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области систем управления компрессора и турбины. В одном аспекте изобретение относится к антиблокировочной системе для управления системой турбины/компрессора, которое позволяет избежать снижения скорости вращения турбины и избежать биения компрессора, приводимого в действие турбиной.
Уровень техники
Газовые турбины обычно используются для приведения в действие больших компрессорных систем, которые используются, например, в холодильных циклах способов сжижения природного газа. Для достижения максимальной эффективности таких систем турбины/компрессора газовые турбины обычно работают на или вблизи своей номинальной максимальной скорости и нагрузки. Различные изменения рабочих параметров системы турбины/компрессора могут приводить к замедлению турбины. Частичное снижение скорости турбины имеет тенденцию ускорять дальнейшее снижение, пока турбина не "застопорится" (т.е. автоматически выключится по достижении критически низкой рабочей скорости).
К замедлению газовой турбины может приводить несколько факторов. Во-первых, если два компрессора работают параллельно, снижение на выходе первого компрессора приводит к увеличению нагрузки на второй компрессор, в результате чего турбина, приводящая в действие второй компрессор, замедляется. Во-вторых, если запускающий/вспомогательный двигатель выключается, потеря мощности, обеспечиваемой запускающим/вспомогательным двигателем, может приводить к резкому увеличению к цепной нагрузки и соответствующему снижению скорости турбины. В-третьих, условия эксплуатации газовой турбины могут приводить к ее замедлению, когда, например, горячие газы из выхлопа турбины вдуваются в воздухозаборник турбины.
Нагрузка центробежных компрессоров определяется, в основном, расходом текучей среды через компрессор и давления ростом текучей среды через компрессор. Когда расход текучей среды через компрессор становится слишком низким, компрессор может войти в режим эксплуатации, именуемый "биением". Когда компрессор входит в режим биения, он не может поддерживать необходимое давление на выпускном отверстии. В ходе биения направление потока текучей среды меняется на противоположное, когда текучая среда более высокого давления на выходе втекает обратно в компрессор.
Биение в центробежных компрессорах, очевидно, происходит в условиях низкого расхода, ниже которого вращающийся импеллер не может сообщить текучей среде достаточный импульс для преодоления перепада давления между входом компрессора и выходом компрессора. В ходе биения поток через компрессор становится нестабильным и мгновенно меняет направление на противоположное, обуславливая ударную нагрузку компрессора, нарушение работы системы и, возможно, повреждение компрессора. Таким образом, центробежные компрессоры, которые могут работать в диапазоне условий, следует защищать от случайного вхождения в режим биения.
Во избежание биения компрессоры обычно эксплуатируют при расходе выше расхода биения (т.е. расхода, при котором начинается биение). Разность между рабочим расходом компрессора и его расходом биения называется "границей биения". Граница биения обычно выражается как относительная разность между рабочим расходом и расходом биения, причем расходы выражаются на объемной основе. Например, если расход биения равен 10 и рабочий расход равен 12, рабочая граница биения равна 20 процентам.
Традиционный способ предотвращения биения предусматривает рециркуляцию текучей среды с выхода компрессора на вход компрессора для снижения чистого расхода через компрессор, каковой способ часто называют "рециркуляцией". Снижение чистого расхода взаимодействует с системой обработки для ограничения перепада давления между входом компрессора и выходом компрессора. Хотя биения удается избежать, инициируя рециркуляцию, работа в режиме рециркуляции негативно влияет на эффективность системы и, следовательно, эксплуатационные затраты.
Приближение компрессора к биению можно отслеживать путем внешнего измерения расхода и давления для определения состояния компрессора относительно биения. Желательно искать оптимальную рабочую границу биения во избежание как биения, так и ненужной неэффективности. Установка слишком высокой рабочей границы биения может ограничивать эффективность системы и приводить к растрате энергии и ненужной потери эффективности в условиях низкого расхода, поскольку рециркуляция инициируется без необходимости или преждевременно. Установка слишком низкой рабочей границы биения может приводить к достижению компрессором биения и его повреждению.
Публикация US 7069733 описывает устройство для регулирования приводного устройства, такого как одновальная газовая турбина, приводящего в действие газовый компрессор. Компрессор имеет устройство сброса давления рециркуляции, соединенное с отводом газа, причем устройство сброса давления рециркуляции выполнено с возможностью приема потока сжатого газа, имеющего давление на выходе, из отвода газа и трубопровода, соединенного со вводом газа посредством текучей среды, причем ввод газа принимает по меньшей мере часть потока сжатого газа, передаваемого в трубопровод из устройства сброса давления рециркуляции, когда давление на выходе достигнет назначенного значения. Цель этого состоит в том, чтобы заставить холодильный компрессор израсходовать всю мощность одновальной газовой турбины (SSGT) во время хронометрированного события отвода газа. Таким образом решается задача застопоривания SSGT и ее отключения по предупреждению о низкой скорости до того, как будет достигнуто механическое расчетное давление. В то же время настоящее изобретение направлено на предотвращение застопоривания турбины, а не на инициирование застопоривания.
В публикации US 5609016 раскрыто управление газовой турбиной, при котором даже в случае остановки под нагрузкой (при внезапном изменении нагрузки) предотвращается нештатное повышение давления на выходе центробежного компрессора, подающего топливо под давлением в камеру сгорания. В отличие от предложенного изобретения указанный способ управления изменяет параметры подачи топлива в камеру сгорания, а не снижает нагрузку.
Соответственно, существует необходимость в усовершенствованной системе мониторинга и управления компрессора/турбины, которая не страдает проблемами и ограничениями, присущими уровню техники.
Раскрытие изобретения
Один вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора, в котором первый компрессор предназначен для повышения давления первой рабочей текучей среды. Способ содержит этапы, на которых: (а) регистрируют скорость вращения турбины; (b) регистрируют нагрузку первого компрессора; (с) регулируют приток первой рабочей текучей среды в первый компрессор, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины и нагрузки первого компрессора и (d) инициируют перезажигание турбины по меньшей мере отчасти на основании скорости вращения турбины, причем перезажигание инициируют, когда скорость вращения турбины падает ниже минимально допустимой скорости турбины, и регулировка на этапе (с) неэффективна для повышения скорости вращения турбины обратно до минимально допустимой скорости турбины.
В одном варианте выполнения изобретения на этапе (с) модулируют первый дроссельный клапан, который управляет притоком первой рабочей текучей среды в первый компрессор. На этапе (b) возможно вычисление границы биения первого компрессора и/или регистрация скорости изменения давления первой рабочей текучей среды. Способ может дополнительно содержать этап, на котором (е) заканчивают перезажигание, когда скорость турбины увеличивается до минимально допустимой скорости турбины. Способ может дополнительно содержать этап, на котором (f) регистрируют скорость изменения давления первой рабочей текучей среды, поступающей в первый компрессор, в котором регулировку на этапе (с) осуществляют, по меньшей мере, отчасти на основании скорости изменения давления первой рабочей текучей среды, поступающей в первый компрессор. Способ может дополнительно содержать этап, на котором (g) определяют заданное значение границы биения, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины. На этапе (g) возможно сравнение скорости вращения турбины с минимально допустимой скоростью турбины. Способ может дополнительно содержать увеличение на этапе (g) заданного значения границы биения, когда скорость вращения турбины находится на или выше минимально допустимой скорости турбины, и заданное значение границы биения ниже максимального заданного значения границы биения. На этапе (g) возможно определение того, увеличивается ли скорость вращения турбины с течением времени. На этапе (g) может дополнительно выполняться уменьшение заданного значения границы биения, когда скорость вращения турбины ниже минимально допустимой скорости турбины, скорость вращения турбины не увеличивается с течением времени, и заданное значение границы биения не ниже минимального заданного значения границы биения. Способ может дополнительно содержать этапы, на которых (h) определяют рабочую границу биения первого компрессора и (i) сравнивают рабочую границу биения первого компрессора с заданным значением границы биения. На этапе (с) возможно увеличение притока первой рабочей текучей среды в первый компрессор, когда рабочая граница биения меньше заданного значения границы биения, или уменьшение притока первой рабочей текучей среды в первый компрессор, когда рабочая граница биения превышает заданное значение границы биения. Система может включать в себя второй компрессор, приводимый в действие турбиной и способный повышать давление второй рабочей текучей среды. Способ может дополнительно содержать этапы, на которых (j) регистрируют нагрузку второго компрессора и (к) регулируют приток второй рабочей текучей среды во второй компрессор, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины и нагрузки второго компрессора. Первая рабочая текучая среда может быть первой охлаждающей текучей средой, а вторая рабочая текучая среда может быть второй охлаждающей текучей средой, отличной от первой охлаждающей текучей среды. Первый компрессор может составлять часть холодильного цикла, используемого для охлаждения природного газа.
Другой вариант осуществления изобретения предусматривает способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора. Способ содержит этапы, на которых: (а) регистрируют скорость вращения турбины; (b) регулируют, по меньшей мере, один рабочий параметр первого компрессора, чтобы таким образом снизить нагрузку первого компрессора; и (с) вызывают перезажигание турбины, чтобы тем самым повысить скорость вращения турбины.
Еще один вариант осуществления изобретения предусматривает устройство, содержащее газовую турбину, компрессор, контроллер скорости, индикатор нагрузки, дроссельный клапан и контроллер границы биения. Компрессор приводится в действие газовой турбиной. Контроллер скорости генерирует заданное значение границы биения на основании скорости вращения газовой турбины. Индикатор нагрузки генерирует сигнал биения на основании нагрузки компрессора. Дроссельный клапан регулирует приток текучей среды в компрессор. Контроллер границы биения модулирует дроссельный клапан, по меньшей мере, отчасти на основании заданного значения границы биения и сигнала биения.
Краткое описание чертежей
Определенные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых:
фиг.1 - схема первого варианта осуществления антиблокировочной системы управления для компрессора, приводимого в действие газовой турбины;
фиг.2 - логическая блок-схема этапов, предусмотренных в иллюстративной реализации системы управления, показанной на фиг.1;
фиг.3 - кривая компрессора, демонстрирующая линию биения (т.е. объемный расход, при котором компрессор входит в режим биения) и различные рабочие линии/границы биения;
фиг.4 - схема антиблокировочной системы управления, построенной согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения и включающей в себя цепь компрессоров, где два компрессора приводятся в действие одной турбиной; и
фиг.5 - логическая блок-схема этапов, предусмотренных в иллюстративной реализации системы управления, показанной на фиг.4.
Осуществление изобретения
Антиблокировочная система управления, сконфигурированная согласно варианту осуществления настоящего изобретения, проиллюстрирована на фиг.1 и обозначена как целое позицией 10. Антиблокировочная система управления 10 отслеживает и регулирует работу турбины 12 и компрессора 14 для предотвращения снижения скорости вращения турбины 12 во избежание биения компрессора 14.
Система 10, в целом, включает в себя контроллер 16 скорости турбины, контроллер 17 топлива турбины, контроллер 18 границы биения, датчик 20 температуры турбины, датчик 22 скорости турбины, топливный клапан 24 турбины, дроссельный клапан 26 компрессора, датчик 28 скорости изменения давления (dP/dT), контроллер 29 скорости изменения давления (dP/dT), датчик 30 объемного расхода на входе компрессора, датчик 32 давления на входе компрессора, датчик 34 давления на выходе компрессора, компрессор 35 контроллер биения и суммирующее устройство 36. Входной газовый компрессор 38 и запускающий двигатель 40 также могут быть связаны с компрессором 14, причем входной газовый компрессор 38 обеспечивает сжатый воздух для сгорания в турбине 12. Датчик 39 выходного давления турбинного воздушного компрессора также можно использовать для подачи входного сигнала на контроллер 17 топлива турбины.
Контроллер 17 топлива турбины и контроллер 16 скорости турбины принимают сигнал температуры от датчика 20 температуры турбины, указывающий температуру выхлопных газов турбины. Контроллер 17 топлива турбины и контроллер 16 турбины также принимают сигнал скорости от датчика 22 скорости турбины, указывающий скорость вращения турбины 12. Контроллер 16 скорости турбины генерирует заданное значение границы биения, по меньшей мере, отчасти на основании сигнала скорости и передает установочную точку на контроллер 18 границы биения. Контроллер 17 топлива турбины регулирует приток топлива в турбину 12 путем модуляции топливного клапана 24 турбины, по меньшей мере, отчасти на основании температуры выхлопных газов турбины.
Контроллер 18 границы биения регулирует работу компрессора 14 согласно заданному значению границы биения, принятому от контроллера 16 скорости турбины, чтобы компрессор 14 работал примерно на заданном значении границы биения. Контроллер 18 границы биения определяет рабочую границу биения, принимая сигнал рабочей границы биения от контроллера 35 биения. Сигнал рабочей границы биения определяется на основании одного или нескольких из сигнала входного давления от датчика 32 входного давления, сигнала выходного давления от датчика 34 выходного давления и сигнала расхода текучей среды от датчика 30 расхода текучей среды. Если рабочая граница биения больше заданного значения границы биения, принятого от контроллера 16 скорости турбины, контроллер 18 границы биения модулирует дроссельный клапан 26 в сторону закрытия для снижения расхода через компрессор 14, тем самым заставляя компрессор 14 работать на нижней границе биения.
Датчик 28 dP/dT генерирует сигнал, указывающий изменения давления на входе компрессора 14. Датчик 28 dP/dT способен обнаруживать быстрые флуктуации давления на входе компрессора 14, которые могут нарушать работу компрессора 14 прежде, чем контроллер 16 скорости турбины сможет отреагировать. Сигнал dP/dT поступает на контроллер 29 dP/dT, где он сравнивается с заранее определенным пороговым значением. Если сигнал dP/dT превышает пороговое значение, контроллер 29 dP/dT посылает сигнал на суммирующий элемент 36. Сигнал, генерируемый контроллером 29 dP/dT, передается непосредственно на суммирующий элемент 36, который может быстро модулировать дроссельный клапан 26 компрессора. Например, если датчик 28 dP/dT посылает быстрый рост давления на входе компрессора 14, сигнал, генерируемый контроллером 29 dP/dT, отражает увеличение, и суммирующий элемент 36 модулирует дроссельный клапан 26 в сторону закрытия для уменьшения количества текучей среды, поступающей в компрессор 14, во избежание циклического увеличения нагрузки компрессора 14.
Суммирующий элемент 36 модулирует дроссельный клапан 26 компрессора согласно сигналу, принятому от контроллера 29 dP/dT, и сигналу, принятому от контроллера 18 границы биения. Суммирующий элемент 36, таким образом, позволяет контроллеру 18 границы биения и контроллеру 29 dP/dT модулировать дроссельный клапан 26 для регулирования расхода текучей среды через компрессор 14. Суммирующий элемент 36 объединяет сигналы, принятые от контроллера 29 dP/dT и контроллера 18 границы биения традиционным образом с использованием, например, цифровой или аналоговой электрической схемы. Хотя суммирующий элемент 36 проиллюстрирован и описан отдельно от контроллера 18 границы биения, очевидно, что суммирующий элемент 36 может быть объединен с контроллером 18 границы биения.
Иллюстративная реализация антиблокировочной системы управления 10 (фиг.1) будет описана со ссылкой на блок-схему, показанную на фиг.2. Как указано в блоках 42 и 44 на фиг.2, датчик 22 скорости турбины регистрирует скорость турбины 12 (блок 42) и антиблокировочная система 10 принимает сигнал установочной точки регулятора от контроллера 17 топлива турбины (блок 44). Как указано в блоке 46, сигнал скорости турбины и сигнал установочной точки регулятора принимаются и обрабатываются контроллером 16 скорости турбины. Контроллер 16 скорости турбины генерирует заданное значение границы биения, которое представляет минимально допустимую скорость турбины и опускается немного ниже точки, установленной регулятором.
Как указано в блоке 48, контроллер 16 скорости турбины определяет, не слишком ли низка скорость турбины 16. Контроллер 16 может определять, не слишком ли низка скорость, сравнивая фактическую скорость турбины 12 с минимально допустимой скоростью турбины. Минимально допустимая скорость турбины может быть, например, примерно на половину процента меньше скорости, установленной регулятором, примерно на один процент меньше скорости, установленной регулятором, или примерно на два процента меньше скорости, установленной регулятором.
Если скорость турбины слишком низка, контроллер 16 определяет, восстанавливается ли скорость или стабилизируется, как указано в блоке 50. Если скорость восстанавливается (т.е. увеличивается), контроллер 16 не регулирует перезажигание или заданные значения границы биения, но просто продолжает регистрировать скорость турбины. Скорость турбины стабилизируется, если изменение скорости вращения турбины с течением времени ниже определенного уровня (например, меньше примерно одного процента за десять секунд).
В ходе нормальной работы регулирующая часть контроллера 17 топлива турбины отслеживает сигнал скорости турбины, принятый от датчика 22 скорости турбины, и модулирует топливный клапан 24 для поддержания скорости турбины на скорости, установленной регулятором. Кроме того, в ходе нормальной работы часть управления температурой контроллера 17 топлива турбины отслеживает сигнал температуры турбины, принятый от датчика 20 температуры турбины, регулируемый сигналом, принятым от датчика 39 выходного давления турбинного воздушного компрессора, и, при необходимости, преодолевает регулирующую часть, модулируя топливный клапан 24 во избежание превышения температуры базового уровня нагрузки, который согласуется с планом инспекций, ухода и капитального ремонта базовой нагрузки для турбины 12.
Перезажигание турбины - это состояние, в котором допустимая температура выхлопа турбины модулируется между базовым уровнем нагрузки и более высоким пиковым уровнем нагрузки. Это позволяет турбине вырабатывать больше мощности. Пиковый уровень нагрузки согласуется с планом инспекций, ухода и капитального ремонта пиковой нагрузки, который является более напряженным, чем план базовой нагрузки. Поэтому перезажигание автоматически ограничивается пиковым уровнем нагрузки. Операторская сигнализация может активироваться всякий раз, когда в действительности происходит перезажигание, чтобы давать операторам возможность просто позволять продолжать перезажигание, изменять условия способа для снижения нагрузки компрессора и, таким образом, минимизировать степень и длительность перезажигания, или останавливать цепь турбины/компрессора надлежащим образом.
Как указано в блоке 52 на фиг.2, если скорость турбины 12 не восстанавливается, контроллер 16 скорости турбины определяет, является ли заданное значение границы биения минимальным. Минимальное заданное значение границы биения чуть выше значения, установленного контроллером биения. Значение, установленное контроллером биения, представляет условие эксплуатации компрессора 14, которое настолько близко к биению, насколько это считается безопасным. Если компрессор 14 работает чуть ближе к биению, чем установлено контроллером биения, считается, что он слишком близок к биению, и контроллер 35 биения корректирует его режим работы, открывая клапан рециркуляции компрессора (не показан). Минимальное заданное значение границы биения устанавливается чуть выше значения, установленного контроллером биения, во избежание входа системы в режим рециркуляции под влиянием антиблокировочной системы 10 управления. Например, установочное значение контроллера биения может составлять от восьми до восемнадцати процентов границы биения, тогда как минимальная точка границы биения, установленная контроллером, часто может составлять до двадцати процентов границы биения.
Как указано в блоке 54, если заданное значение границы биения не является минимальным, контроллер 16 снижает установочную точку. Новая установочная точка передается контроллеру 18 границы биения, связанному с компрессором 14, что объяснено ниже. Если заданное значение границы биения минимально, контроллер 16 скорости турбины и/или контроллер 17 топлива турбины определяет, достигло ли перезажигание максимального уровня перезажигания, как указано в блоке 62. Если перезажигание достигло максимального уровня перезажигания, инициируется операторская сигнализация, как указано в блоке 60. Если предел перезажигания не достигнут, контроллер 16 скорости турбины и/или контроллер 17 топлива турбины повышает перезажигание до максимального уровня, как указано в блоке 64.
Согласно блоку 48, если контроллер 16 скорости турбины и/или контроллер 17 топлива турбины определяет, что скорость турбины не слишком низкая, он определяет, отключено ли перезажигание турбины, как указано в блоке 66. Перезажигание может быть включено, например, если система недавно вышла из замедления, для чего потребовалось перезажигание во избежание блокировки. Если перезажигание не выключено, перезажигание снижается в сторону отключения, как указано в блоке 68. Если перезажигание отключено, контроллер 16 скорости турбины определяет, находится ли заданное значение границы биения на максимальном заданном значении границы биения, как указано в блоке 70. При нормальной работе желательно, чтобы рабочая граница биения была ниже заранее определенного максимального значения и чтобы дроссельный клапан 26 всасывания был полностью открыт, чтобы добиться максимальной пропускной способности и эффективности системы. Поэтому, если заданное значение границы биения не находится на максимальном уровне, контроллер 16 скорости турбины увеличивает установочную точку, как указано в блоке 72.
Вышеописанные этапы способа обычно осуществляются контроллером 16 скорости турбины и/или контроллером 17 топлива в соответствии со скоростью и отрегулированной температурой выхлопа турбины 12. Часть логической блок-схемы, обозначенная "секция", представляет этапы способа, которые обычно осуществляются контроллером 18 границы биения, контроллером dP/dT 29 и суммирующим элементом 36 в соответствии с заданным значением границы биения, генерируемым контроллером 16 скорости турбины, рабочей границей биения, вычисленной контроллером 35 биения, и значением dP/dT, зарегистрированным датчиком dP/dT 28.
На фиг.3 показана иллюстративная кривая компрессора и показаны возможные положения линии биения, минимальной границы биения, нормальной рабочей границы биения и максимальной границы биения. Граница биения представляет относительное превышение рабочего расхода над расходом биения. Линия биения представляет рабочую точку, где расход текучей среды через компрессор снижается до нестабильного уровня, что объяснено выше в разделе "Уровень техники". Точка, в которой происходит биение, зависит от объемного расхода текучей среды через компрессор и от "напора" или разности между давлением на входе компрессора и давлением на выходе компрессора. Согласно фиг.3 нормальная рабочая точка может составлять, например, пятьдесят процентов от границы биения. Иллюстративная минимальная граница биения составляет пятнадцать процентов. Иллюстративная максимальная граница биения составляет восемьдесят процентов.
Как указано в блоке 74 на фиг.2, нагрузка на компрессор 14 передается через один или несколько датчиков 30, 32, 34 (т.е. датчики нагрузки), которые связаны с контроллером 35 биения. Затем контроллер 35 биения определяет рабочую границу биения, как указано в блоке 76.
Как указано в блоке 78, датчик dP/dT 28 передает изменение давления на входе с течением времени, обозначенное как dP/dT. Это можно делать, например, с использованием традиционного датчика давления и схемы отсчета времени для сравнения изменения давления со временем, в течение которого произошло изменение. Как указано в блоке 80, датчик dP/dT 28 генерирует сигнал dP/dT, указывающий скорость изменения давления рабочей текучей среды, поступающей в компрессор 14.
Как указано в блоке 82, после определения рабочей границы биения и сигнала dP/dT сигнал рабочей границы биения (от контроллера 35 биения) и заданное значение границы биения (от контроллера 16 скорости турбины) поступают на контроллер 18 границы биения, тогда как сигнал dP/dT (от датчика dP/dT 28) поступает на контроллер dP/dT 29. В контроллере границы биения 18 рабочая граница биения сравнивается с заданным значением границы биения и сигнал dP/dT сравнивается с заранее определенным пороговым значением dP/dT. Как указано в блоке 83, контроллер границы биения 18 генерирует сигнал управления границы биения, который поступает на суммирующий элемент 36, а контроллер dP/dT генерирует сигнал управления dP/dT, который поступает на суммирующий элемент.
Как указано в блоках 84-90, если dP/dT слишком высока (блок 84) или рабочая граница биения компрессора 14 не ниже заданного значения границы биения (блок 8 6), суммирующий элемент 36 перемещает дроссельный клапан 26 всасывания в сторону закрытия (блок 88). Если dP/dT не слишком высока (блок 84) и рабочая граница биения компрессора 14 ниже заданного значения границы биения (блок 86), суммирующий элемент 36 перемещает дроссельный клапан 26 всасывания в сторону открытия (блок 90).
Второй вариант осуществления антиблокировочной системы управления, реализующей принципы настоящего изобретения, проиллюстрирован на фиг.4 и обозначен как целое позицией 100. В некоторых аспектах система 100, по существу, аналогична системе 10. Система 100 включает в себя турбину 102, два компрессора 104 и 106 и контроллер скорости турбины 108. Очевидно, что система 100 может включать в себя совокупность компрессоров, которые составляют часть единой компрессорной цепи. Каждый из различных компрессоров 104, 106 системы 100 связан с "секцией", поэтому система 100 включает в себя две секции. Каждая секция включает в себя компрессор 104, 106, соответствующие контроллеры границы биения 110, 112 и различные датчики, которые описаны выше применительно к антиблокировочной системе управления 10 с одним компрессором, показанной на фиг.1.
Каждый контроллер границы биения 110, 112 принимает заданное значение границы биения от контроллера 108 скорости турбины и регулирует работу соответствующего компрессора 104, 106 согласно заданному значению границы биения, принятому от контроллера 108 скорости турбины, благодаря чему соответствующий компрессор 104, 106 работает приблизительно на заданном значении границы биения. Включение контроллера границы биения 110, 112 в каждую компрессорную секцию имеет преимущество, поскольку рабочие параметры, связанные с каждым компрессором 104, 106, обычно не идентичны. Входное давление, выходное давление и объемный расход могут различаться для каждого компрессора, например 104, 10 6, поэтому каждый контроллер 110, 112 границы биения должен уникальным образом модулировать объемный расход через каждый компрессор 104, 106 для поддержания оптимальной работы.
На фиг.5 показана логическая блок-схема этапов, выполняемых при работе системы 100. Логическая блок-схема, показанная на фиг.5, аналогична логической блок-схеме, показанной на фиг.2, за исключением того, что логическая блок-схема, показанная на фиг.5, включает в себя этапы способа, выполняемые на контроллере границы биения для первого контроллера 110 границы биения и второго контроллера 112 границы биения, причем первый и второй контроллеры 110, 112 границы биения действуют независимо друг от друга.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения антиблокировочная система управления, описанная и проиллюстрированная здесь, реализована для управления компрессорами, приводимыми в действие турбиной, используемыми для сжатия одного или нескольких потоков охлаждающей текучей среды. Например, описанные здесь компрессоры, приводимые в действие турбиной, можно использовать для сжатия охлаждающих текучих сред, используемых в составе механического холодильного цикла, используемого для охлаждения природного газа на установке сжиженного природного газа (LNG). В общем случае, охлаждающие текучей среды, применяемые в установках LNG, включают в себя, например, пропан, пропилен, этан, этилен, метан в качестве однокомпонентных охлаждающих текучих сред или в различных комбинациях в качестве смешанных охлаждающих текучих сред. Когда одна турбина используется для приведения в действие более чем одного компрессора (например, на фиг.4), каждый компрессор можно использовать для сжатия отдельного состава охлаждающей текучей среды.

Claims (16)

1. Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора, в котором первый компрессор предназначен для повышения давления первой рабочей текучей среды, способ содержит этапы, на которых
(a)регистрируют скорость вращения турбины,
(b) регистрируют нагрузку первого компрессора,
(c) регулируют приток первой рабочей текучей среды в первый компрессор, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины и нагрузки первого компрессора; и
(d) инициируют перезажигание турбины по меньшей мере отчасти на основании скорости вращения турбины, причем перезажигание инициируют, когда скорость вращения турбины падает ниже минимально допустимой скорости турбины, и регулировка на этапе (с) неэффективна для повышения скорости вращения турбины обратно до минимально допустимой скорости турбины.
2. Способ по п.1, в котором на этапе (с) модулируют первый дроссельный клапан, который управляет притоком первой рабочей текучей среды в первый компрессор.
3. Способ по п.1, в котором на этапе (b) вычисляют границу биения первого компрессора и/или регистрируют скорость изменения давления первой рабочей текучей среды.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором
(e) заканчивают перезажигание, когда скорость турбины увеличивается до минимально допустимой скорости турбины.
5. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором
(f) регистрируют скорость изменения давления первой рабочей текучей среды, поступающей в первый компрессор, в котором регулировку на этапе (с) осуществляют, по меньшей мере, отчасти на основании скорости изменения давления первой рабочей текучей среды, поступающей в первый компрессор.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором
(g) определяют заданное значение границы биения, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины.
7. Способ по п.6, в котором на этапе (g) сравнивают скорость вращения турбины с минимально допустимой скоростью турбины.
8. Способ по п.7, в котором на этапе (g) увеличивают заданное значение границы биения, когда скорость вращения турбины находится на или выше минимально допустимой скорости турбины, и заданное значение границы биения ниже максимального заданного значения границы биения.
9. Способ по п.7, в котором на этапе (g) определяют, увеличивается скорость вращения турбины с течением времени.
10. Способ по п.7, в котором на этапе (g) уменьшают заданное значение границы биения, когда скорость вращения турбины ниже минимально допустимой скорости турбины, скорость вращения турбины не увеличивается с течением времени, и заданное значение границы биения не ниже минимального заданного значения границы биения.
11. Способ по п.6, дополнительно содержащий этапы, на которых (h) определяют рабочую границу биения первого компрессора, и
(i) сравнивают рабочую границу биения первого компрессора с заданным значением границы биения.
12. Способ по п.11, в котором на этапе (с) увеличивают приток первой рабочей текучей среды в первый компрессор, когда рабочая граница биения меньше заданного значения границы биения, или уменьшают приток первой рабочей текучей среды в первый компрессор, когда рабочая граница биения превышает заданное значение границы биения.
13. Способ по п.1, в котором система включает в себя второй компрессор, приводимый в действие турбиной и способный повышать давление второй рабочей текучей среды.
14. Способ по п.13, дополнительно содержащий этапы, на которых
(j) регистрируют нагрузку второго компрессора, и
(k) регулируют приток второй рабочей текучей среды во второй компрессор, по меньшей мере, отчасти на основании скорости вращения турбины и нагрузки второго компрессора.
15. Способ по п.13, в котором первая рабочая текучая среда является первой охлаждающей текучей средой, а вторая рабочая текучая среда является второй охлаждающей текучей средой, отличной от первой охлаждающей текучей среды.
16. Способ по п.1, в котором первый компрессор составляет часть холодильного цикла, используемого для охлаждения природного газа.
RU2009112377/06A 2006-09-05 2007-08-21 Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора RU2454571C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/470,010 2006-09-05
US11/470,010 US7712299B2 (en) 2006-09-05 2006-09-05 Anti-bogdown control system for turbine/compressor systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009112377A RU2009112377A (ru) 2010-10-20
RU2454571C2 true RU2454571C2 (ru) 2012-06-27

Family

ID=39151799

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009112377/06A RU2454571C2 (ru) 2006-09-05 2007-08-21 Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7712299B2 (ru)
AU (1) AU2007347705B2 (ru)
EG (1) EG25449A (ru)
RU (1) RU2454571C2 (ru)
WO (1) WO2008105921A2 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012514707A (ja) * 2008-12-09 2012-06-28 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 圧縮機の運転方法およびその装置
EP2325494B1 (en) * 2009-11-19 2017-04-12 General Electric Company Torque-based sensor and control method for varying gas-liquid fractions of fluids for turbomachines
US8566000B2 (en) * 2010-02-23 2013-10-22 Williams International Co., L.L.C. System and method for controlling a single-spool turboshaft engine
EP2458180A1 (de) * 2010-11-30 2012-05-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine bei Lastabwurf, Vorrichtung zum Regeln des Betriebs einer Gasturbine sowie Kraftwerk
JP5853403B2 (ja) * 2011-04-25 2016-02-09 日産自動車株式会社 内燃機関の制御装置
US8850790B2 (en) 2011-07-22 2014-10-07 Honeywell International Inc. Gas turbine engine speed control system and method during maximum fuel flow
US9567906B2 (en) * 2013-12-13 2017-02-14 Honeywell International Inc. Systems and methods for controlling aircraft main engine speeds by adjusting compressed air flow from an APU
SE540370C2 (en) * 2014-04-29 2018-08-21 Scania Cv Ab Förfarande samt system för styrning av ett överladdningssystem vid ett motorfordon
CN105673543B (zh) * 2015-12-31 2017-09-12 联合汽车电子有限公司 一种防止涡轮增压器喘振的控制方法
US10033316B2 (en) * 2016-09-30 2018-07-24 General Electric Company System and method for model based turbine shaft power predictor
US20180163736A1 (en) * 2016-12-09 2018-06-14 General Electric Company Systems and methods for operating a compression system
US10935312B2 (en) * 2018-08-02 2021-03-02 Air Products And Chemicals, Inc. Balancing power in split mixed refrigerant liquefaction system
US11215117B2 (en) 2019-11-08 2022-01-04 Raytheon Technologies Corporation Gas turbine engine having electric motor applying power to the high pressure spool shaft and method for operating same

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3321930A (en) * 1965-09-10 1967-05-30 Fleur Corp Control system for closed cycle turbine
US3527059A (en) * 1968-12-26 1970-09-08 Phillips Petroleum Co Method of controlling parallel-operating refrigeration compressors
SU433290A1 (ru) * 1965-06-11 1974-06-25 Способ Автоматического Регулирования Производжельности Цбжробежного Компрессора
SU700687A1 (ru) * 1978-01-04 1979-11-30 Предприятие П/Я А-3884 Способ защиты турбокомпрессора от помпажа
US4809154A (en) * 1986-07-10 1989-02-28 Air Products And Chemicals, Inc. Automated control system for a multicomponent refrigeration system
RU2041399C1 (ru) * 1991-02-20 1995-08-09 Научное конструкторско-технологическое бюро "Вихрь" Способ защиты турбокомпрессора от помпажа и устройство для его осуществления
RU2150611C1 (ru) * 1998-12-30 2000-06-10 Акционерное общество "Система-Сервис" Способ и устройство защиты компрессора от помпажа
US20020190695A1 (en) * 1997-09-08 2002-12-19 Simon Wall Turbogenerator with electrical brake

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4349744A (en) 1976-07-09 1982-09-14 Westinghouse Electric Corp. System for operating multiple gas turbines for coordinated dead load pickup
US4423592A (en) 1980-11-28 1984-01-03 Aviation Electric Ltd. Fuel control system for gas turbine engine
US4490791A (en) 1982-04-19 1984-12-25 Chandler Evans Inc. Adaptive gas turbine acceleration control
JP2664740B2 (ja) 1988-09-30 1997-10-22 株式会社東芝 空気調和機
US4949276A (en) * 1988-10-26 1990-08-14 Compressor Controls Corp. Method and apparatus for preventing surge in a dynamic compressor
US5306116A (en) 1992-04-10 1994-04-26 Ingersoll-Rand Company Surge control and recovery for a centrifugal compressor
JP3658415B2 (ja) 1993-12-28 2005-06-08 株式会社 日立インダストリイズ ガスタービン装置
NO952860L (no) * 1994-08-08 1996-02-09 Compressor Controls Corp Framgangsmåte og apparat for å hindre parameterdrift i gassturbiner
US5873257A (en) 1996-08-01 1999-02-23 Smart Power Systems, Inc. System and method of preventing a surge condition in a vane-type compressor
US5967742A (en) * 1997-12-23 1999-10-19 Compressor Controls Corporation Method and apparatus for preventing surge while taking a turbocompressor off-line from a parallel configuration
JP3361053B2 (ja) 1998-05-14 2003-01-07 株式会社日立製作所 発電プラントの負荷制御装置
US6317655B1 (en) * 1999-02-12 2001-11-13 Compressor Controls Corporation Method and apparatus for estimating a surge limit line for configuring an antisurge controller
US6813875B2 (en) 2000-01-07 2004-11-09 Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha Control system for gas-turbine engine
US7069733B2 (en) 2003-07-30 2006-07-04 Air Products And Chemicals, Inc. Utilization of bogdown of single-shaft gas turbines to minimize relief flows in baseload LNG plants
JP4819690B2 (ja) 2003-11-06 2011-11-24 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 冷凍用のコンプレッサの非同期運転のための駆動システムおよびガスタービン出力冷凍コンプレッサの運転方法
US7096669B2 (en) * 2004-01-13 2006-08-29 Compressor Controls Corp. Method and apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines
US7421854B2 (en) * 2004-01-23 2008-09-09 York International Corporation Automatic start/stop sequencing controls for a steam turbine powered chiller unit
US7421853B2 (en) 2004-01-23 2008-09-09 York International Corporation Enhanced manual start/stop sequencing controls for a stream turbine powered chiller unit
US7549292B2 (en) * 2005-10-03 2009-06-23 General Electric Company Method of controlling bypass air split to gas turbine combustor

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU433290A1 (ru) * 1965-06-11 1974-06-25 Способ Автоматического Регулирования Производжельности Цбжробежного Компрессора
US3321930A (en) * 1965-09-10 1967-05-30 Fleur Corp Control system for closed cycle turbine
US3527059A (en) * 1968-12-26 1970-09-08 Phillips Petroleum Co Method of controlling parallel-operating refrigeration compressors
SU700687A1 (ru) * 1978-01-04 1979-11-30 Предприятие П/Я А-3884 Способ защиты турбокомпрессора от помпажа
US4809154A (en) * 1986-07-10 1989-02-28 Air Products And Chemicals, Inc. Automated control system for a multicomponent refrigeration system
RU2041399C1 (ru) * 1991-02-20 1995-08-09 Научное конструкторско-технологическое бюро "Вихрь" Способ защиты турбокомпрессора от помпажа и устройство для его осуществления
US20020190695A1 (en) * 1997-09-08 2002-12-19 Simon Wall Turbogenerator with electrical brake
RU2150611C1 (ru) * 1998-12-30 2000-06-10 Акционерное общество "Система-Сервис" Способ и устройство защиты компрессора от помпажа

Also Published As

Publication number Publication date
AU2007347705B2 (en) 2013-01-10
RU2009112377A (ru) 2010-10-20
AU2007347705A1 (en) 2008-09-04
WO2008105921A2 (en) 2008-09-04
US7712299B2 (en) 2010-05-11
WO2008105921A3 (en) 2008-12-11
EG25449A (en) 2012-01-09
US20080056910A1 (en) 2008-03-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2454571C2 (ru) Способ управления системой, использующей газовую турбину для приведения в действие первого компрессора
US7594386B2 (en) Apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines
RU2454570C2 (ru) Усовершенствования в регулировании компрессоров
EP2215365B1 (en) Control system
JPH0610885A (ja) 遠心圧縮機のサージ制御及び回復
JP2591898B2 (ja) 圧縮機の主駆動機の制御装置及び制御方法
US6506010B1 (en) Method and apparatus for compressor control and operation in industrial gas turbines using stall precursors
JP2010261464A (ja) 遠心圧縮機内の安定性を制御するシステム及び方法
US20220290906A1 (en) Load Balancing Method for Two Compressors
US20030182940A1 (en) Variable nozzle opening control system for an exhaust turbine supercharger
US10844740B2 (en) Air turbine starter with turbine air exhaust outlet valve
CN112129119A (zh) 一种引风机凝汽器水侧增压泵系统及多变量下的控制方法
EP0268545B1 (en) Method and means for enhancing recovery of a surge condition in a gas turbine engine
US4768338A (en) Means for enhancing recovery of a surge condition in a gas turbine engine
JPH11229898A (ja) ガスタービンの起動制御装置
JP2005188411A (ja) ２軸式ガスタービンの運転制御方法と２軸式ガスタービン、及び２軸式ガスタービンの運転制御装置
Kurz et al. Upstream and midstream compression applications: part 2—implications on operation and control of the compression equipment
JP2001329849A (ja) ２段過給システム
RU2747542C1 (ru) Способ защиты газотурбинного двигателя от помпажа
JPH0734809A (ja) 抽気蒸気タービンの温度制御装置
JP3960814B2 (ja) ガスタービン装置
JP2008064117A (ja) ２軸式ガスタービンの運転制御方法と２軸式ガスタービン、及び２軸式ガスタービンの運転制御装置
JPH11350965A (ja) 脱硝装置付きディーゼル機関及びその排気温度制御方法
JPH06105056B2 (ja) ガスタービン用燃料圧縮機
JPH09264500A (ja) ガスパイプライン昇圧設備の運転制御方法