WO2003038282A1 - Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine - Google Patents

Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine Download PDF

Info

Publication number
WO2003038282A1
WO2003038282A1 PCT/DE2002/003325 DE0203325W WO03038282A1 WO 2003038282 A1 WO2003038282 A1 WO 2003038282A1 DE 0203325 W DE0203325 W DE 0203325W WO 03038282 A1 WO03038282 A1 WO 03038282A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
warning
value
turbocompressor
signals
surge limit
Prior art date
Application number
PCT/DE2002/003325
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Frank Grauer
Original Assignee
Mtu Aero Engines Gmbh
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 Mtu Aero Engines Gmbh filed Critical Mtu Aero Engines Gmbh
Priority to EP02769931A priority Critical patent/EP1474610B1/de
Priority to US10/493,426 priority patent/US7108477B2/en
Priority to DE50206768T priority patent/DE50206768D1/de
Priority to JP2003540528A priority patent/JP4174031B2/ja
Publication of WO2003038282A1 publication Critical patent/WO2003038282A1/de

Links

Classifications

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

Definitions

  • the invention relates generally to the technical field of turbocompressors, as used, for example, in gas turbines (in particular as aircraft engines) or in energy generation or in the chemical industry.
  • the invention relates to the field of recognizing in time a compressor pump that is emerging during the operation of the turbocompressor, so that suitable countermeasures can be taken.
  • the invention further relates to blade damage to a rotor of a turbomachine, such as a steam or gas turbine.
  • the gas turbine can be an aircraft engine or a stationary gas turbine, each of which has rotors in the compressor and turbine.
  • Turbocompressors generally have a stability limit that depends on their performance characteristics. If this stability limit is inadvertently exceeded during operation of the turbocompressor (e.g. due to an entry disturbance or due to temperature changes or contamination), strong unsteady currents (rotating tearing off, pumps) set in which can quickly lead to the destruction of the machine. It is therefore customary to provide a sufficient distance between the working line and the stability limit when designing the turbocompressor, with all faults that could reduce the pump limit distance being taken into account as a safety reserve. With such a fixed safety distance, however, a considerable working range of the compressor with good efficiency is lost.
  • turbocompressors In order to further increase the efficiency and / or the power density in modern constructions, considerations have been made as to how turbocompressors can be operated safely near the stability limit. It is known to rapidly lower the working line of the compressor or to shift the pump limit when the pumping state approaches (falling below a predetermined minimum distance from the pump limit). This can be done, for example, by opening a blow-off valve and / or by adjusting guide vanes and / or by reducing the fuel supply. Various approaches have already been taken to determine the approach of the surge limit.
  • a method for monitoring and controlling a compressor is known from DE 693 25 375 T2, in which pressure fluctuations within a compressor stage are measured and their frequency components are analyzed. If at least one character teristic peak occurs in a frequency range dependent on the speed and the number of blades, a warning signal is generated depending on the shape of the at least one peak that has occurred.
  • the warning signal can be used for control purposes in order to avoid the emerging critical state, for example by lowering the load or reducing the fuel injection rate.
  • US Pat. No. 6,231,306 B1 shows a control system for preventing stalling in a turbocompressor.
  • a mean value of the squared amplitude of a relevant frequency range is calculated from a measurement signal determined by a pressure sensor. The mean is normalized and compared to a threshold. If a threshold is exceeded, either a drain valve is opened or the guide vane position is changed.
  • the object of the invention is to propose a calculation method in order to reliably recognize an emerging pumping state in a turbocompressor in such a timely manner that suitable measures can still be taken to avoid the pump.
  • blade damage to a rotor of a turbomachine should be recognized as early as possible.
  • One object of preferred embodiments of the invention is to achieve this goal with as few additional sensors as possible, that is to say with as few sensors as possible, which are not already provided in the turbocompressor anyway.
  • Another object of preferred embodiments of the inventions is to avoid complex arithmetic operations, in order thereby to achieve a high reaction speed (data processing in real time) with relatively low arithmetic performance.
  • a combined criterion for the warning is provided.
  • This criterion is composed firstly of the subcriterion that the characteristic, periodic disturbance patterns appear clearly in the measurement signal of a temperature, pressure or flow velocity sensor, and secondly of the subcriterion that the measurement signal of the first sensor is combined with the measurement signal of a second sensor which is in Circumferential direction of the turbocompressor or the turbomachine is arranged offset to the first sensor, are correlated. Additional temperature, pressure or flow rate sensors can be provided.
  • the warning is issued depending on the extent to which these two sub-criteria are met.
  • the invention provides reliable early detection of pump or blade damage based on the identification of the characteristic signal structures mentioned, which occur when the operating point approaches the surge limit or in the event of blade damage.
  • the expenditure on instruments is low because the at least two sensors required in conventional compressors are either already available for other reasons or at least can be added without difficulty.
  • the calculation effort for determining the two sub-criteria mentioned above is also not particularly high because, in particular, no complex frequency analyzes are required.
  • a relatively responsive pump limit warning or a warning for blade damage can be given with relatively low computing power.
  • the at least two temperature, pressure or flow rate sensors provided according to the invention are arranged offset with respect to one another in the circumferential direction of the turbocompressor or the turbomachine. They can have a circumferential distance of 180 ° or less, for example 90 °, 60 °, 45 ° or 30 °. Even if more than two temperature, pressure or flow rate sensors are provided, these need not necessarily be arranged at a uniform circumferential distance.
  • the at least two sensors are preferably located in a common axial plane of the turbocompressor or the turbomachine. This can be the level in front of the first rotor, for example; other levels are also possible.
  • the at least two measurement signals determined according to the invention correspond to the output signals of one of the temperature, pressure or flow rate sensors.
  • the term "correspond" does not necessarily mean an identity; Rather, the output signal of a sensor can be scaled (multiplication by a constant or variable factor) or shifted (addition of a constant or variable value, for example to adjust the mean value) or inverted (multiplication by -1 or reciprocal value formation) in order to obtain the corresponding measurement signal receive.
  • the measurement signals are preferably digital value sequences, which were obtained from the analog sensor output signals by an analog / digital conversion (and possibly further processing steps).
  • a first or a second time offset is used according to the invention.
  • the first and / or the second time offset are predetermined constantly (possibly depending on the compressor type) or on the respective speed of rotation or other parameters (e.g. the compressor pressure).
  • the invention is also not limited to calculating only one periodicity value and one correlation value; rather, embodiments are also provided in which several of these values (typically with different time offset values or for different measurement signals) are always calculated and evaluated.
  • the steps of the method according to the invention are preferably carried out by a program-controlled device, for example a digital signal processor (DSP).
  • DSP digital signal processor
  • implementations with hardwired digital logic or analog implementations are also conceivable.
  • the enumeration order of the method steps in the claims is not to be understood as a restriction; rather, these process steps can also in a different order or in whole or in part in parallel or semi-parallel (interlocking).
  • the warning is given when the product of the periodicity value and the correlation value exceeds a predetermined threshold value.
  • another function is used instead of the product formation, which links the two values mentioned in such a way that large periodic signal changes and / or a high signal correlation lead to the output of the warning.
  • the threshold value calculation can be carried out independently for the two values, the warning preferably being issued only when the two threshold values are exceeded.
  • the required measurement signals are preferably evaluated in a sliding window of a predetermined (fixed or dependent on measurement values) window width.
  • the window width largely determines the required computing effort and can therefore also be changed depending on the available computing power.
  • the sampling frequency of the sensors and the signal evaluation is in the order of 1 kHz to 2 kHz.
  • the evaluated measurement signal is previously subjected to a mean adjustment.
  • the difference in amount or the cubic difference is formed instead of the quadratic deviation.
  • execution alternatives in particular if the window width and / or the first time offset are / is constant) can also be used to form a total.
  • the periodicity value is intended to show the extent to which structures with strong periodic signal changes occur in the measurement signal.
  • the mean value of the product of two measuring points of two different measuring signals offset by the second time offset is calculated in preferred embodiments.
  • summation can take place instead of averaging, and another function can be used instead of product calculation.
  • the correlation ons value specify how exactly the two measured signals under consideration, when they are shifted by the second time offset, match.
  • the determined warning is only displayed to a pilot or another operator.
  • an operating parameter of the turbocompressor is changed in an automatically running method step in order to avoid compressor pumping. For example, a blow-off valve can be opened or the stator blades of the turbocompressor can be adjusted.
  • turbocompressor is part of a gas turbine
  • the flow can be stabilized when the surge limit is approached by thrust nozzle adjustment, blowing in or blowing off, VGV adjustment or fuel modulation before the compressor becomes aerodynamically unstable.
  • the gas turbine for example the aircraft engine
  • the gas turbine can be operated closer to the surge limit under many operating conditions than would be possible with a static surge limit distance.
  • the operational safety of the gas turbine increases because malfunctions that would lead to instability without regulation are recognized in advance and eliminated by a regulated increase in the pumping limit distance.
  • gas turbine in particular an aircraft engine
  • improvements achievable by the invention can be taken into account in order to design the new development for a higher turbine stage load or to optimize the required pumping limit distance as required.
  • the turbomachine, the turbocompressor and the gas turbine are further developed with features which correspond to the features just described or the features mentioned in the dependent method claims.
  • 3 shows an exemplary representation of the time profile of two mean value-adjusted measurement signals.
  • the two-shaft gas turbine 10 shown in FIG. 1 is known per se. It has a multi-stage low pressure compressor 12 and a multi-stage high pressure compressor 14. A combustion chamber 16, a high-pressure turbine 18 and a low-pressure turbine 20 follow in the direction of flow.
  • the low-pressure compressor 12 and the low-pressure turbine 20 are connected by a common (inner) shaft, and likewise the high-pressure compressor 14 and the high-pressure turbine 18 are connected to a common (outer) shaft ,
  • the gas turbine 10 is designed as an aircraft turbine.
  • the use of the invention is also intended for single-shaft gas turbines, for gas turbines with three or more shafts, for stationary gas turbines (e.g. in power plant technology) and for compressors for other purposes (e.g. process engineering, ventilation technology).
  • Two sensors 22, 24 are arranged in a common axial plane in the flow direction in front of the first rotor of the high-pressure compressor 14.
  • the sensors 22, 24 are offset from one another in the circumferential direction, specifically by 180 ° in the present exemplary embodiment.
  • the sensors 22, 24 are piezoelectric pressure sensors, which are known as such.
  • flow velocity sensors are provided instead.
  • Output signals Si, s 2 of the sensors 22, 24 are fed to a control unit 26 which is designed as a digital signal processor (DSP) with the required additional circuitry.
  • DSP digital signal processor
  • Two analog / digital converters 28, 30 convert the analog sensor output signals s ⁇ s 2 with a sampling frequency of approximately 1 kHz to 2 kHz into digital measurement signals pi, p 2 .
  • the measurement signals pi, p 2 are processed by a surge limit determination module 32 in a manner described in more detail below.
  • the surge limit determination module 32 When approaching a critical In this state, the surge limit determination module 32 outputs a surge limit warning W to an influencing module 34, which in turn changes the operating parameters of the gas turbine 10 by means of a plurality of control signals Ci, c 2 , e x so that the operating state of the gas turbine 10 is stabilized and pumping is thus avoided ,
  • these are in particular a first control signal Ci, which activates blow-off valves (not shown in FIG. 1), a second control signal c 2 , which temporarily reduces the fuel supply, and further control signals c x , which, for example, cause a thrust nozzle adjustment or a guide vane adjustment.
  • the surge limit warning determination module 32 and the influencing module 34 are designed as program modules of the digital signal processor (DSP) forming the control unit 26. In alternative embodiments, these modules can also be implemented by an analog or digital circuit. Because the evaluation method according to the invention requires only relatively low computing power, the digital signal processor of the control unit 26 can take on further tasks which can be related in particular to the regulation of the gas turbine 10.
  • DSP digital signal processor
  • a respective mean-adjusted signal i or p 2 is formed from the two measurement signals pi and p 2 .
  • moving averages p " ⁇ and p " 2 of the measurement signals pi and p 2 are calculated during a time window that is significantly longer (for example ten or a hundred times) than a fluctuation of the measurement signals pi and p 2 to be determined.
  • the mean value signals p ⁇ ⁇ and p " 2 are subtracted from the respective measurement signal px. Or p 2.
  • FIG. 3 An example of the course of the two mean-adjusted measurement signals pi and p 2 is shown in FIG. 3. Obviously, these signals have significant periodic signal level changes (the maximum differences in the measurement signal pi can be determined for the time offset ti of approximately 0.6 compressor compressor rotations shown in FIG. 3). Furthermore, there is a clear correlation between the two measurement signals pi and p 2 when they are compared with one another with a time offset t 2 of approximately one compressor revolution. The three oblique, dotted lines in Fig. 3 show this correlation for three signal maxima.
  • a periodicity value Wi is determined in calculation step 44, which specifies a measure for the occurrence of periodic signal level changes in the mean value-adjusted measurement signal pi.
  • the periodicity value Wi could also be calculated from the non-averaged measurement signal pi or one of the measurement signals p 2 or p 2 , or two periodicity values could be determined for the measurement signals pi and p 2 (or for the measurement values pi and p 2 ) become.
  • calculation step 44 can be expressed as follows:
  • the level of the periodicity value Wi depends, among other things, on the choice of the time offset value ti.
  • the periodicity value Wi is at a maximum if, as shown in FIG. 3, the time offset ti is approximately half the signal period.
  • the time offset ti is either fixed (for a specific compressor design) or depends on the operating parameters of the compressor (e.g. the current speed).
  • Calculation step 46 in FIG. 2 relates to the determination of the correlation value W 2 from the measurement signals p, and p 2 .
  • the correlation value is W 2, as well the two measurement signals pi and p 2 on the basis of a second time offset t 2 are correlated with each other. This calculation enables the targeted identification of circulating faults.
  • the original measurement signals pi and p can be used instead of the mean value-adjusted measurement signals pi and p 2 in alternative embodiments.
  • this calculation step 46 can be expressed as follows: [P ⁇ (i + t2) -p ⁇ 2 (i)]
  • the second time offset t 2 can be either fixed or variable. While in the exemplary embodiment described here the window width N is identical for both calculation steps 44, 46, different (fixed or variable) window widths are provided in alternative embodiments.
  • the periodicity value W and the correlation value W 2 are scaled by reference to the inlet and / or outlet pressure of the compressor.
  • the pressure values used for this can either originate from further sensors or can be derived from the above-mentioned mean value signals p ⁇ and p " 2.
  • the results of the scaling result in a scaled periodicity value Wx.
  • a scaled correlation value W 2 which are linked to one another in the following step 52
  • the product W r W 2 is subjected to a threshold comparison in step 54. If the product WW 2 exceeds a predetermined threshold value, a surge limit warning W is triggered, which is fed as an input signal to the influencing module 34 (FIG. 1).
  • the scaling steps 48, 50 are not absolutely necessary; rather, in step 52 the values Wi and W 2 can also be multiplied directly with one another.
  • the threshold value used in step 54 can be fixed or variable; in particular, it is also possible to have the same result as when scaling the values Wx. and to obtain W 2 by a corresponding change in the threshold value. In further alternative embodiments, it is not the product, but another function that is calculated in step 52, for example the sum or the sum of the squares.
  • the described method enables safe compressor operation in an economically interesting operating range close to the surge limit (higher efficiency) and an increased interference tolerance of the compressor, in particular with regard to entry problems.
  • blade damage to a rotor in the compressor or turbine region 12, 14 or 18, 20 of a turbomachine can be displayed as a warning (W) using the method described above and further serious consequences can be avoided , e.g. B. by switching off this turbomachine, the z. B. a flight engine, and subsequent repair or replacement of the damaged blade or blades.
  • W warning

Landscapes

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

Abstract

Bei einem Verfahren zur Ermittlung einer Pumpgrenzwarnung (W) bei einem Turboverdichter oder einer Warnung bei Schaufelschäden werden mindestens zwei Messsignale (p1, p2,p &tilde& 1, p &tilde& 2), beispielsweise Druckmesssignale, ermittelt, es wird ein Periodizitätswert (W1; W &tilde& 1) aus mindestens einem der Messsignale (p1, p2; p &tilde& 1, p &tilde& 2) berechnet, der ein Mass für das Auftreten periodischer Signalpegeländerungen des mindestens einen Messsignals (p1, p2; p &tilde& 1, p &tilde& 2) bei einem vorbestimmten ersten Zeitversatz (t1) angibt, es wird ein Korrelationswert (W2; W &tilde& 2) aus den mindestens zwei Messsignalen (p1, p2; p &tilde& 1, p &tilde& 2) berechnet, der ein Mass für die Ähnlichkeit der mindestens zwei Messsignale (p1, p2; p &tilde& 1, p &tilde& 2) zueinander bei einem vorbestimmten zweiten Zeitversatz (t2) angibt, und es wird die Pumpgrenzwarnung (W) oder die Warnung bei Schaufelschäden (W) aus dem Periodizitätswert (W1; W &tilde& 1) und dem Korrelationswert (W2; W &tilde& 2) bestimmt. Ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine oder einer Turbomaschine sowie ein Turboverdichter und eine Gasturbine weisen entsprechende Merkmale auf. Durch die Erfindung wird ein Berechnungsverfahren vorgeschlagen, um einen sich abzeichnenden Pumpzustand bei dem Turboverdichter oder einen Schaufelschaden so rechtzeitig zu erkennen, dass noch geeignete Massnahmen zur Pumpvermeidung getroffen werden können bzw. zur Reparatur.

Description

Warnung vor Pumpgrenze oder Schaufelschaden bei einer Turbomaschine
Die Erfindung betrifft allgemein das technische Gebiet von Turboverdichtern, wie sie beispielsweise in Gasturbinen (insbesondere als Flugzeugtriebwerke) oder bei der Energieerzeugung oder in der chemischen Industrie Anwendung finden. Insbesondere betrifft die Erfindung das Gebiet, ein sich während des Betriebs des Turboverdichters abzeichnendes Verdichterpumpen rechtzeitig zu erkennen, so dass geeignete Gegenmaßnahmen ergriffen werden können. Die Erfindung bezieht sich ferner auf einen Schaufelschaden eines Rotors einer Turbomaschine, wie einer Dampf- oder Gasturbine. Bei der Gasturbine kann es sich um ein Flugtriebwerk oder eine stationäre Gasturbine handeln, die jeweils in Verdichter und Turbine Rotoren aufweisen.
Turboverdichter weisen allgemein eine von ihrer Leistungscharakteristik abhängige Stabilitätsgrenze auf. Wird während des Betriebs des Turboverdichters diese Stabilitätsgrenze unbeabsichtigt überschritten (z.B. durch eine Eintrittsstörung oder durch Temperaturänderungen oder Verschmutzung), so setzen starke instationäre Strömungen (rotierendes Abreißen, Pumpen) ein, die schnell bis zur Zerstörung der Maschine führeη können. Es ist daher üblich, bei der Auslegung des Turboverdichters einen hinreichenden Abstand zwischen der Arbeitslinie und der Stabilitätsgrenze vorzusehen, wobei als Sicherheitsreserve alle Störungen berücksichtigt werden, die den Pumpgrenzabstand herabsetzen könnten. Durch einen solchen festen Sicherheitsabstand geht jedoch ein erheblicher Arbeitsbereich des Verdichters mit gutem Wirkungsgrad verloren.
Um bei modernen Konstruktionen den Wirkungsgrad und/oder die Leistungsdichte weiter zu steigern, sind Überlegungen angestellt worden, wie Turboverdichter in der Nähe der Stabilitätsgrenze sicher betrieben werden können. Es ist bekannt, bei einem herannahenden Pumpzustand (Unterschreiten eines vorgegebenen Mindestabstands zur Pumpgrenze) die Arbeitslinie des Verdichters schnell abzusenken oder die Pumpgrenze zu verschieben. Dies kann beispielsweise durch Öffnen eines Abblasventils und/oder durch Verstellung von Leitschaufeln und/oder durch Verringerung der Brennstoffzufuhr geschehen. Um das Herannahen der Pumpgrenze zu ermitteln, sind bereits unterschiedliche Ansätze verfolgt worden.
Aus der DE 693 25 375 T2 ist ein Verfahren zur Überwachung und Steuerung eines Verdichters bekannt, bei dem Druckschwankungen innerhalb einer Verdichterstufe gemessen und hinsichtlich ihrer Frequenzkomponenten analysiert werden. Wenn mindestens eine charak- teristische Spitze in einem von der Drehzahl und der Schaufelanzahl abhängigen Frequenzbereich auftritt, wird in Abhängigkeit von der Gestalt der aufgetretenen mindestens einen Spitze ein Warnsignal erzeugt. Das Warnsignal kann für Steuer- und Regelungszwecke verwendet werden, um beispielsweise durch Absenken der Last oder Verringern der Kraftstoffeinspritzrate den sich abzeichnenden kritischen Zustand zu vermeiden.
Das US-Patent US 6,231,306 B1 zeigt ein Steuersystem zur Verhinderung eines Strömungsabrisses bei einem Turboverdichter. Aus einem von einem Drucksensor ermittelten Messsignal wird ein Mittelwert der quadrierten Amplitude eines relevanten Frequenzbereichs berechnet. Der Mittelwert wird normalisiert und mit einem Schwellwert verglichen. Bei einer Schwellwertüberschreitung wird entweder ein Ablassventil geöffnet oder es wird die Leitschaufelstellung verändert.
Aus der DE 694 1 1 950 T2 ist ein Verfahren zur Erkennung eines Pumpzustands bekannt, bei dem die Triebwerksabgastemperatur und die Triebwerksverdichterdrehzahl ausgewertet werden.
Es besteht ein Bedürfnis, die bekannten Verfahren hinsichtlich ihrer Zuverlässigkeit und/oder des erforderlichen Aufwands für die Sensorik und Signalverarbeitung weiter zu verbessern.
Die Erfindung hat demgemäß die Aufgabe, ein Berechnungsverfahren vorzuschlagen, um einen sich abzeichnenden Pumpzustand bei einem Turboverdichter zuverlässig so rechtzeitig zu erkennen, dass noch geeignete Maßnahmen zur Pumpvermeidung getroffen werden können. Zudem soll ein Schaufelschaden eines Rotors einer Turbomaschine möglichst frühzeitig erkannt werden. Eine Aufgabe bevorzugter Ausführungsformen der Erfindung ist es, dieses Ziel mit möglichst wenigen zusätzlichen Sensoren zu erreichen, also mit möglichst wenigen Sensoren, die bei dem Turboverdichter nicht sowieso schon vorgesehen sind. Eine weitere Aufgabe bevorzugter Ausführungsformen der Erfindungen ist es, komplexe Rechenoperationen zu vermeiden, um dadurch mit relativ geringer Rechenleistung eine hohe Reaktionsgeschwindigkeit (Datenverarbeitung in Echtzeit) zu erzielen.
Erfindungsgemäß werden diese Aufgaben durch ein Verfahren zur Ermittlung einer Warnung mit den Merkmalen des Anspruchs 1, ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine bzw. einer Turbomaschine gemäß Anspruch 10 bzw. 14, einen Turboverdichter nach Anspruch 1 1 und eine Gasturbine nach Anspruch 13 gelöst. Die abhängigen Ansprüche betreffen bevorzugte Ausgestaltungen der Erfindung. Die Erfindung beruht auf der Grundidee, umlaufende Störungen zu identifizieren, die während der Annäherung an die Stabilitätsgrenze des Verdichters auftreten. In Experimenten, bei denen der Verdichter langsam bis an die Pumpgrenze gedrosselt wurde, ließen sich im Vorfeld der Verdichterinstabilität derartige umlaufende Störungen beobachten. Die Umlaufgeschwindigkeit im Ringraum des Verdichters ist vom Verdichter und unter Umständen auch von der Drehzahl abhängig. Die Störungen können sowohl langwellig (modal) als auch kurzwellig (in Form von sogenannten spikes) sein.
Erfindungsgemäß ist ein kombiniertes Kriterium für die Warnung vorgesehen. Dieses Kriterium setzt sich zusammen erstens aus dem Unterkriterium, dass die charakteristischen, periodischen Störungsmuster deutlich im Messsignal eines Temperatur-, Druck- oder Strömungsgeschwindigkeitssensors auftreten, und zweitens aus dem Unterkriterium, dass das Messsignal des ersten Sensors mit dem Messsignal eines zweiten Sensors, der in Um- fangsrichtung des Turboverdichters oder der Turbomaschine zum ersten Sensor versetzt angeordnet ist, korreliert sind. Weitere Temperatur-, Druck- oder Strömungsgeschwindigkeitssensoren können vorgesehen sein. Die Warnung wird in Abhängigkeit davon abgegeben, in welchem Maße diese beiden Unterkriterien erfüllt sind.
Die Erfindung liefert eine zuverlässige Pump- bzw. Schaufelschadensfrüherkennung basierend auf der Identifikation der genannten charakteristischen Signalstrukturen, die bei der Annäherung des Betriebspunkts an die Pumpgrenze bzw. bei einem Schaufelschaden auftreten. Der instrumenteile Aufwand ist gering, weil die benötigten mindestens zwei Sensoren bei üblichen Verdichtern entweder schon aus anderen Gründen vorhanden sind oder sie zumindest ohne Schwierigkeiten hinzugefügt werden können. Auch der Berechnungsaufwand zur Bestimmung der beiden oben genannten Unterkriterien ist nicht besonders hoch, weil insbesondere keine aufwendigen Frequenzanalysen erforderlich sind. Durch die Erfindung kann mit relativ geringer Rechenleistung eine rasch ansprechende Pumpgrenzwarnung bzw. eine Warnung für einen Schaufelschaden abgegeben werden.
In der im vorliegenden Dokument verwendeten Wortwahl ist der Begriff "Pumpen" im weitesten Sinne aufzufassen und umfasst neben dem eigentlichen Pumpen (surging) auch den rotierenden Strömungsabriss {rotating stall) im Verdichter. Unter dem Begriff "Pumpgrenzwarnung" ist dementsprechend jedes Warnsignal zu verstehen, das auf einen sich anbahnenden Strömungsabriss oder Pumpzustand im Verdichter hinweist. Die erfindungsgemäß vorgesehenen mindestens zwei Temperatur-, Druck- oder Strömungsgeschwindigkeitssensoren sind in Umfangsrichtung des Turboverdichters oder der Turbomaschine gegeneinander versetzt angeordnet. Sie können einen Umfangsabstand von 180° oder auch weniger, beispielsweise 90°, 60°, 45° oder 30° aufweisen. Auch wenn mehr als zwei Temperatur-, Druck- oder Strömungsgeschwindigkeitssensoren vorgesehen sind, brauchen diese nicht unbedingt in einem einheitlichen Umfangsabstand angeordnet zu sein. Die mindestens zwei Sensoren befinden sich vorzugsweise in einer gemeinsamen Axialebene des Turboverdichters oder der Turbomaschine. Dies kann beispielsweise die Ebene vor dem ersten Rotor sein; andere Ebenen sind aber ebenfalls möglich.
Die erfindungsgemäß ermittelten mindestens zwei Messsignale entsprechen den Ausgangssignalen je eines der Temperatur-, Druck- oder Strömungsgeschwindigkeitssensoren. Mit dem Begriff "entsprechen" ist nicht notwendigerweise eine Identität gemeint; vielmehr kann das Ausgangssignal eines Sensors beispielsweise skaliert (Multiplikation mit einem konstanten oder veränderlichen Faktor) oder verschoben (Addition eines konstanten oder veränderlichen Werts, beispielsweise zur Mittelwertbereinigung) oder invertiert (Multiplikation mit -1 oder Kehrwertbildung) werden, um aus ihm das entsprechende Messsignal zu erhalten. Ferner sind die Messsignale vorzugsweise digitale Wertefolgen, die durch eine Ana- log/Digital-Wandlung (und gegebenenfalls weitere Verarbeitungsschritte) aus den analogen Sensor-Ausgangssignalen erhalten wurden.
Bei der Bestimmung des Periodizitätswerts und des Korrelationswerts wird erfindungsgemäß ein erster bzw. ein zweiter Zeitversatz angewendet. In unterschiedlichen Ausführungsformen der Erfindung sind der erste und/oder der zweite Zeitversatz konstant vorgegeben (gegebenenfalls in Abhängigkeit vom Verdichtertyp) oder von der jeweiligen Umdrehungsgeschwindigkeit oder anderen Parametern (z.B. dem Verdichterdruck) abhängig. Die Erfindung ist auch nicht darauf beschränkt, nur jeweils einen Periodizitätswert und Korrelationswert zu berechnen; vielmehr sind auch Ausführungsformen vorgesehen, bei denen stets mehrere dieser Werte (typischerweise mit unterschiedlichen Zeitversatz-Werten oder für unterschiedliche Messsignale) berechnet und ausgewertet werden.
Die Schritte des erfindungsgemäßen Verfahrens werden vorzugsweise von einer programmgesteuerten Einrichtung, z.B. einem digitalen Signalprozessor (DSP) ausgeführt. Es sind jedoch auch Implementierungen mit einer festverdrahteten Digitallogik oder analoge Implementierungen denkbar. Die Aufzählungsreihenfolge der Verfahrensschritte in den Ansprüchen ist nicht als Einschränkung zu verstehen; vielmehr können diese Verfahrensschritte auch in anderer Reihenfolge oder ganz oder teilweise parallel oder semi-parallel (ineinander verzahnt) ausgeführt werden.
In bevorzugten Ausführungsformen wird die Warnung dann abgegeben, wenn das Produkt des Periodizitätswerts und des Korrelationswerts einen vorbestimmten Schwellwert übersteigt. In anderen Ausführungsformen wird statt der Produktbildung eine andere Funktion verwendet, die die beiden genannten Werte derart verknüpft, dass große periodische Signaländerungen und/oder eine hohe Signalkorrelation zur Ausgabe der Warnung führen. Die Schwellwertberechnung kann in weiteren Ausführungsformen unabhängig für die beiden Werte durchgeführt werden, wobei die Warnung vorzugsweise nur bei Überschreiten beider Schwellwerte abgegeben wird.
Zur Berechnung des Periodizitätswerts und/oder des Korrelationswerts werden vorzugsweise die benötigten Messsignale in einem gleitenden Fenster einer vorgegebenen (festen oder von Messwerten abhängigen) Fensterbreite ausgewertet. Die Fensterbreite bestimmt maßgeblich den erforderlichen Rechenaufwand und kann deshalb auch je nach der zur Verfügung stehenden Rechenleistung verändert werden. Die Abtastfrequenz der Sensoren und der Signalauswertung liegt in bevorzugten Ausgestaltungen in der Größenordnung von 1 kHz bis 2 kHz.
Vorzugsweise ist vorgesehen, den Periodizitätswert als Durchschnittswert (skaliert oder nicht-skaliert) der quadratischen Abweichung von je zwei um den ersten Zeitversatz gegeneinander verschobenen Messpunkten eines der Messsignale zu berechnen. Das ausgewertete Messsignal wird in manchen Ausführungsformen zuvor einer Mittelwertbereinigung unterzogen. In Ausführungsalternativen wird statt der quadratischen Abweichung die Betragsdifferenz oder die kubische Betragsdifferenz gebildet. Statt der Mittelwertberechnung kann in Ausführungsalternativen (insbesondere dann, wenn die Fensterbreite und/oder der erste Zeitversatz konstant sind/ist) auch eine bloße Summenbildung erfolgen. Der Periodizitätswert soll insgesamt anzeigen, in welchen Maße Strukturen mit starken periodischen Signaländerungen im Messsignal auftreten.
Um den Korrelationswert zu berechnen, wird in bevorzugten Ausführungsformen der Mittelwert des Produkts von je zwei um den zweiten Zeitversatz gegeneinander versetzten Messpunkten zweier unterschiedlicher Messsignale berechnet. Auch hier kann in Ausführungsalternativen eine Summierung statt der Mittelwertbildung erfolgen, und statt der Produktberechnung kann eine andere Funktion herangezogen werden. Insgesamt soll der Korrelati- onswert angeben, wie genau die beiden betrachteten Messsignale, wenn sie um den zweiten Zeitversatz gegeneinander verschoben werden, übereinstimmen.
In manchen Ausführungsformen der Erfindung wird die ermittelte Warnung lediglich einem Piloten oder einer sonstigen Bedienperson angezeigt. Vorzugsweise wird jedoch in Reaktion auf die Pumpgrenzwarnung in einem automatisch ablaufenden Verfahrensschritt ein Betriebsparameter des Turboverdichters verändert, um ein Verdichterpumpen zu vermeiden. Beispielsweise kann ein Abblasventil geöffnet werden oder die Statorschaufeln des Turboverdichters können verstellt werden.
Ist der Turboverdichter Bestandteil einer Gasturbine, so kann ferner bei erkannter Pumpgrenzannäherung durch Schubdüsenverstellung, Ein- oder Abblasung, VGV-Verstellung oder Brennstoffmodulation eine Stabilisierung der Strömung erreicht werden, bevor der Verdichter aerodynamisch instabil wird.
Die genannten Maßnahmen haben zur Folge, dass die Gasturbine (beispielsweise das Flugzeugtriebwerk) bei vielen Betriebsbedingungen näher an der Pumpgrenze betrieben werden kann, als es mit einem statischen Pumpgrenzabstand möglich wäre. Dies führt zu einem verbesserten Wirkungsgrad und zu verbesserten Kraftstoffverbrauchseigenschaften (geringerer schubspezifischer Kraftstoffverbrauch SFC). Auch wenn diese Möglichkeit nicht ausgeschöpft wird, steigt die Betriebssicherheit der Gasturbine, weil Störungen, die ohne eine Regelung zur Instabilität führen würden, im Vorfeld erkannt und durch eine geregelte Vergrößerung des Pumpgrenzabstandes beseitigt werden.
Wird eine Gasturbine (insbesondere ein Flugzeugtriebwerk) unter Verwendung der Erfindung neu entwickelt, können die durch die Erfindung erzielbaren Verbesserungen berücksichtigt werden, um die Neuentwicklung gegebenenfalls auf eine höhere Turbinenstufenbelastung auszulegen beziehungsweise den nötigen Pumpgrenzabstand bedarfsabhängig zu optimieren.
In bevorzugten Ausgestaltungen sind die Turbomaschine, der Turboverdichter und die Gasturbine mit Merkmalen weitergebildet, die den gerade beschriebenen Merkmalen oder den in den abhängigen Verfahrensansprüchen genannten Merkmalen entsprechen.
Weitere Merkmale, Vorteile und Aufgaben der Erfindung gehen aus der folgenden detaillierten Beschreibung eines Ausführungsbeispiels und mehrerer Ausführungsalternativen hervor. Es wird auf die schematischen Zeichnungen verwiesen, in denen zeigen: Fig. 1 eine schematische Schnittansicht durch eine als Flugzeugtriebwerk ausgestaltete Gasturbine mit einer daran angeschlossenen Steuereinheit,
Fig. 2 ein Datenflussdiagramm eines Auswertungsverfahrens bei dem beschriebenen Ausführungsbeispiel, und
Fig. 3 eine beispielhafte Darstellung des zeitlichen Verlaufs zweier mittelwertbereinigter Messsignale.
Die in Fig. 1 gezeigte Zweiwellen-Gasturbine 10 ist an sich bekannt. Sie weist einen mehrstufigen Niederdruckverdichter 12 und einen mehrstufigen Hochdruckverdichter 14 auf. In Strömungsrichtung folgen ein Brennraum 16, eine Hochdruckturbine 18 und eine Niederdruckturbine 20. Der Niederdruckverdichter 12 und die Niederdruckturbine 20 sind durch eine gemeinsame (innere) Welle verbunden, und ebenso sind der Hochdruckverdichter 14 und die Hochdruckturbine 18 mit einer gemeinsamen (äußeren) Welle verbunden.
Die Gasturbine 10 ist im vorliegenden Ausführungsbeispiel als Flugzeugturbine ausgestaltet. In Ausführungsalternativen ist der Einsatz der Erfindung auch für Ein-Wellen-Gasturbinen, für Gasturbinen mit drei und mehr Wellen, für stationäre Gasturbinen (z.B. in der Kraftwerkstechnik) und bei Verdichtern für andere Einsatzzwecke (z.B. Verfahrenstechnik, Lüftungstechnik) vorgesehen.
Zwei Sensoren 22, 24 sind in einer gemeinsamen Axialebene in Strömungsrichtung vor dem ersten Rotor des Hochdruckverdichters 14 angeordnet. Die Sensoren 22, 24 sind in Umfangsrichtung gegeneinander versetzt, und zwar im vorliegenden Ausführungsbeispiel um 180°. Im hier beschriebenen Ausführungsbeispiel sind die Sensoren 22, 24 piezoelektrische Drucksensoren, die als solche bekannt sind. In Ausführungsalternativen sind stattdessen Strömungsgeschwindigkeitssensoren vorgesehen.
Ausgangssignale Si, s2 der Sensoren 22, 24 werden einer Steuereinheit 26 zugeführt, die als digitaler Signalprozessor (DSP) mit der erforderlichen Zusatzbeschaltung ausgestaltet ist. Zwei Analog/Digital-Wandler 28, 30 setzen die analogen Sensor-Ausgangssignale s^ s2 mit einer Abtastfrequenz von ungefähr 1 kHz bis 2 kHz in digitale Messsignale pi, p2 um.
Die Messsignale pi, p2 werden von einem Pumpgrenzwamungs-Ermittlungsmodul 32 auf eine unten noch genauer beschriebene Weise verarbeitet. Bei Annäherung an einen kriti- sehen Zustand gibt das Pumpgrenzwamungs-Ermittlungsmodul 32 eine Pumpgrenzwarnung W an ein Beeinflussungsmodul 34 aus, das seinerseits die Betriebsparameter der Gasturbine 10 durch mehrere Steuersignale Ci, c2, ex so verändert, dass der Betriebszustand der Gasturbine 10 stabilisiert und somit ein Pumpen vermieden wird. Im vorliegenden Ausführungsbeispiel sind dies insbesondere ein erstes Steuersignal Ci, das Abblasventile (in Fig. 1 nicht gezeigt) aktiviert, ein zweites Steuersignal c2, das die Kraftstoffzufuhr kurzzeitig verringert, sowie weitere Steuersignale cx, die beispielsweise eine Schubdüsenverstellung oder eine Leitschaufelverstellung bewirken. Diese Maßnahmen sind an sich bekannt.
Im vorliegenden Ausführungsbeispiel sind das Pumpgrenzwarnungs-Ermittlungsmodul 32 und das Beeinflussungsmodul 34 als Programmmodule des die Steuereinheit 26 bildenden digitalen Signalprozessors (DSP) ausgestaltet. In Ausführungsalternativen können diese Module auch durch eine Analog- oder Digitalschaltung implementiert sein. Weil das erfindungsgemäße Auswerteverfahren nur relativ geringe Rechenleistung beansprucht, kann der digitale Signalprozessor der Steuereinheit 26 weitere Aufgaben übernehmen, die insbesondere mit der Regelung der Gasturbine 10 in Zusammenhang stehen können.
In dem Datenflussdiagramm von Fig. 2 ist die Funktion des Pumpgrenzwarnungs- Ermittlungsmoduls 32 genauer dargestellt. Zunächst wird, in den Verarbeitungsschritten 40 und 42, aus den beiden Messsignalen pi und p2 je ein entsprechendes mittelwertbereinigtes Signal i bzw. p2 gebildet. Im vorliegenden Ausführungsbeispiel werden dazu gleitende Mittelwerte p"ι bzw. p" 2 der Messsignale pi und p2 während eines Zeitfensters errechnet, das deutlich länger (beispielsweise das zehn- oder hundertfache) als eine zu ermittelnde Fluktuation der Messsignale pi und p2 ist. Die Mittelwertsignale p~ι und p" 2 werden von dem jeweiligen Messsignal px. bzw. p2 abgezogen. Insgesamt ergeben sich somit die mittelwertbereinigten Messsignale pi und p2 gemäß den Gleichungen pi = pi - p"ι bzw. p2 = p2 - p" 2.
Ein beispielhafter Verlauf der beiden mittelwertbereinigten Messsignalen pi und p2 ist in Fig. 3 gezeigt. Offensichtlich weisen diese Signale deutliche periodische Signalpegeländerungen auf (die maximalen Unterschiede beim Messsignal pi sind für den in Fig. 3 angegebenen Zeitversatz ti von ungefähr 0,6 Verdichterurndrehungen festzustellen). Ferner ist eine deutliche Korrelation zwischen den beiden Messsignalen pi und p2 auszumachen, wenn diese mit einem Zeitversatz t2 von ungefähr einer Verdichterumdrehung miteinander verglichen werden. Die drei schrägen, gepunkteten Linien in Fig. 3 zeigen diese Korrelation für drei Signalmaxima. Zurückkehrend zu Fig. 2 wird in Berechnungsschritt 44 ein Periodizitätswert Wi bestimmt, der ein Maß für das Auftreten periodischer Signalpegeländerungen bei dem mittelwertbereinigten Messsignal pi angibt. In Ausführungsalternativen könnte der Periodizitätswert Wi auch aus dem nicht-mittelwertbereinigten Messsignal pi oder einem der Messsignale p2 oder p2 berechnet werden, oder es könnten zwei Periodizitätswerte für die Messsignale pi und p2 (bzw. für die Messwerte pi und p2) bestimmt werden.
Zur Berechnung des Periodizitätswerts Wi wird innerhalb eines gleitenden Zeitfensters von N Messpunkten der Mittelwert der quadrierten Signaldifferenzen von je zwei Messpunkten des Messsignals pi berechnet, wobei sich die betrachteten Messpunkte Pι(i+tι) und p^i) jeweils um einen vorgegebenen Zeitversatz ti unterscheiden. In Formelschreibweise lässt sich der Berechnungsschritt 44 wie folgt ausdrücken:
wι = ι\μt - ∑μ{ Pι(i+tι)-Pι(i)]2
Bei einem gegebenen Verlauf des Messsignals pi hängt die Höhe des Periodizitätswerts Wi unter anderem von der Wahl des Zeitversatz-Wertes ti ab. Der Periodizitätswert Wi ist dann maximal, wenn, wie dies in Fig. 3 gezeigt ist, der Zeitversatz ti ungefähr die halbe Signalperiode beträgt. In unterschiedlichen Ausführungsformen ist der Zeitversatz ti entweder (für eine bestimmte Verdichter-Bauform) fest vorgegeben oder von Betriebsparametern des Verdichters (z.B. der momentanen Drehzahl) abhängig.
Berechnungsschritt 46 in Fig. 2 betrifft die Bestimmung des Korrelationswerts W2 aus den Messsignalen p, und p2. Der Korrelationswert W2 gibt an, wie gut die beiden Messsignale pi und p2 unter Berücksichtigung eines zweiten Zeitversatzes t2 miteinander korreliert sind. Durch diese Berechnung wird die gezielte Identifikation umlaufender Störungen möglich. Auch hier können in Ausführungsalternativen statt der mittelwertbereinigten Messsignale pi und p2 die ursprünglichen Messsignale pi und p herangezogen werden.
Bei der Berechnung des Korrelationswerts W2 wird innerhalb des gleitenden Zeitfensters mit der Fensterbreite N der Mittelwert von Produkten berechnet, die sich aus je einem Messpunkt des ersten Messsignals pi und einem Messpunkt des zweiten Messsignals p2 ergeben. Die je zwei multiplizierten Messpunkte pι(i+t2) und p2(i) unterscheiden sich um den Zeitversatz t2. In Formelschreibweise lässt sich dieser Berechnungsschritt 46 wie folgt ausdrücken:
Figure imgf000012_0001
[P~ (i+t2)-p~2(i)]
Ähnlich wie der erste Zeitversatz ti kann auch der zweite Zeitversatz t2 wahlweise fest oder variabel sein. Während im hier beschriebenen Ausführungsbeispiel die Fensterbreite N für beide Berechnungsschritte 44, 46 identisch ist, sind in Ausführungsalternativen unterschiedliche (feste oder variable) Fensterbreiten vorgesehen.
In den nächsten, optionalen Schritten 48 und 50 werden der Periodizitätswert W, und der Korrelationswert W2 durch Bezug auf den Ein- und/oder den Austrittsdruck des Verdichters skaliert. Die dazu herangezogenen Druckwerte können entweder von weiteren Sensoren stammen oder aus den oben genannten Mittelwertsignalen p^ und p" 2 abgeleitet sein. Als Ergebnisse der Skalierung ergeben sich ein skalierter Periodizitätswert Wx. und ein skalierter Korrelationswert W2, die in dem folgenden Schritt 52 miteinander multipliziert werden. Das Produkt WrW2 wird in Schritt 54 einem Schwellwertvergleich unterzogen. Übersteigt das Produkt W W2 einen vorgegebenen Schwellwert, so wird eine Pumpgrenzwarnung W ausgelöst, die als Eingangssignal dem Beeinflussungsmodul 34 (Fig. 1) zugeführt wird.
Die Skalierungsschritte 48, 50 sind nicht unbedingt erforderlich; es können vielmehr in Schritt 52 auch die Werte Wi und W2 unmittelbar miteinander multipliziert werden. Der in Schritt 54 herangezogene Schwellwert kann fest oder variabel sein; insbesondere ist es auch möglich, dasselbe Ergebnis wie bei einer Skalierung der Werte Wx. und W2 durch eine entsprechende Veränderung des Schwellwerts zu erhalten. In weiteren Ausführungsalternativen wird in Schritt 52 nicht das Produkt, sondern eine andere Funktion berechnet, beispielsweise die Summe oder die Summe der Quadrate.
Durch das beschriebene Verfahren lassen sich insgesamt ein sicherer Verdichterbetrieb in einem wirtschaftlich interessanten Betriebsbereich nahe der Pumpgrenze (höherer Wirkungsgrad) und eine gesteigerte Störtoleranz des Verdichters, insbesondere im Hinblick auf Eintrittsstörungen, erreichen.
In vergleichbarer Weise kann ein Schaufelschaden an einem Rotor im Verdichter- oder Turbinenbereich 12, 14 oder 18, 20 einer Turbomaschine, wie der Gasturbine 10 aus Fig.1, mit dem vorstehend beschriebenen Verfahren als Warnung (W) angezeigt und weitere schlimme Folgen vermieden werden, z. B. durch Abschalten dieser Turbomaschine, die z. B. ein Flug- triebwerk sein kann, und anschließende Reparatur oder Austausch der beschädigten Schaufel bzw. Schaufeln.

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zur Ermittlung einer Pumpgrenzwarnung (W) bei einem Turboverdichter ( 12, 14) oder einer Warnung (W) bei einem Schaufelschaden eines Rotors (12, 14) einer Turbomaschine, mit den Schritten:
- Ermitteln mindestens zweier Messsignale (pi, p∑; pi, p2), die den Ausgangssignalen (si, s2) je eines von mindestens zwei in Umfangsrichtung des Turboverdichters oder des Rotors (12, 14) gegeneinander versetzt angeordneten Druck- , Strömungs- geschwindigkeits- oder Temperatursensoren (22, 24) entsprechen,
- Berechnen eines Periodizitätswerts (W^ W^ aus mindestens einem der Messsignale (Pii P∑; Pi, P2), der ein Maß für das Auftreten periodischer Signalpegeländerungen des mindestens einen Messsignals (pi, p2; pi, P2) bei einem vorbestimmten ersten Zeitversatz (ti) angibt,
- Berechnen eines Korrelationswerts (W2; W2) aus den mindestens zwei Messsignalen (Pi. P2; Pi. P2), der ein Maß für die Ähnlichkeit der mindestens zwei Messsignale (pi, p2; pi, p2) zueinander bei einem vorbestimmten zweiten Zeitversatz (t2) angibt, und
- Bestimmen der Warnung (W) aus dem Periodizitätswert (Wi; Wi) und dem Korrelationswert (W2; W2).
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Warnung (W) dann abgegeben wird, wenn das Produkt des Periodizitätswerts (W^ Wi) und des Korrelationswerts (W2; W2) einen vorbestimmten Schwellwert übersteigt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, bei dem mindestens eines der Messsignale (pi, p∑) ein mittelwertbereinigtes Messsignal (pi, p2) ist.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem der Periodizitätswert (Wi; Wi) in einem gleitenden Zeitfenster einer vorbestimmten Fensterbreite (N) aus mindestens einem der Messsignale (pi, p2; pi, p∑) berechnet wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem der Periodizitätswert (Wi; Wi) als gegebenenfalls skalierter Durchschnittswert der quadratischen Abweichung von je zwei um den ersten Zeitversatz (ti) gegeneinander versetzten Messpunkten eines der Messsignale (pi, p2; pi, p2) berechnet wird.
6. Verfahren nach den Ansprüchen 4 und 5, bei dem zur Berechnung des Periodizitätswerts (W^ Wi) ein unskalierter Periodizitätswert (Wi) gemäß einer der folgenden Formeln bestimmt wird:
Wi = [P l(i+tι)-P l(i)]2
Figure imgf000015_0001
oder
W' - N^ - Σj=" 1 tl [p'ι(i+tι)-P~ι(i)]2
wobei pi das ausgewertete Messsignal ohne Mittelwertbereinigung bzw. pi das ausgewertete Messsignal mit Mittelwertbereinigung ist, und wobei N die Fensterbreite des gleitenden Auswertungs-Zeitfensters ist und ti der erste Zeitversatz.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei dem der Korrelationswert (W2; W2) in einem gleitenden Zeitfenster einer vorbestimmten Fensterbreite (N) aus den mindestens zwei Messsignalen (pi, p2; Pi, P2) berechnet wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem der Korrelationswert (W2; W2) als gegebenenfalls skalierter Durchschnittswert des Produkts von je zwei um den zweiten Zeitversatz (t2) gegeneinander versetzten Messpunkten zweier unterschiedlicher Messsignale (pi, p∑; pi, P2) berechnet wird.
9. Verfahren nach den Ansprüchen 7 und 8, bei dem zur Berechnung des Korrelationswerts (W2; W2) ein unskalierter Korrelationswert (W2) gemäß einer der folgenden Formeln bestimmt wird:
Wz = N^ ' ∑j2 {2 [Pι{l+ 2)-P2(i)] oder
Figure imgf000015_0002
wobei pi das erste ausgewertete Messsignal ohne Mittelwertbereinigung bzw. pi das erste ausgewertete Messsignal mit Mittelwertbereinigung ist, und wobei p∑ das zweite ausgewertete Messsignal ohne Mittelwertbereinigung bzw. p2 das zweite ausgewertete Messsignal mit Mittelwertbereinigung ist, und wobei N die Fensterbreite des gleitenden Auswertungs-Zeitfensters ist und t2 der zweite Zeitversatz.
10. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine (10), mit den Schritten:
- Ermitteln einer Pumpgrenzwarnung (W) durch ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, und
- Verändern mindestens eines Betriebsparameters der Gasturbine (10) in Reaktion auf die Pumpgrenzwarnung (W), um ein Verdichterpumpen zu vermeiden.
1 1. Turboverdichter (12, 14) mit einer Steuereinheit (26) und mindestens zwei in Umfangsrichtung des Turboverdichters (12, 14) gegeneinander versetzt angeordneten Druck-, Strömungsgeschwindigkeits- oder Temperatursensoren (22, 24), wobei die Steuereinheit (26) dazu eingerichtet ist, zum Bestimmen einer Pumpgrenzwarnung (W) die Schritte eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 9 auszuführen.
12. Turboverdichter (12, 14) nach Anspruch 1 1, bei dem die Steuereinheit (26) ein Pumpgrenzwarnungs-Ermittlungsmodul (32) und ein Beeinflussungsmodul (34) aufweist, wobei das Pumpgrenzwamungs-Ermittlungsmodul (32) zum Bestimmen der Pumpgrenzwarnung (W) dient und das Beeinflussungsmodul (34) dazu eingerichtet ist, durch Ausgabe mindestens eines Steuersignals (ci, c2, cx) mindestens einen Betriebsparameter der Gasturbine (10) in Reaktion auf die Pumpgrenzwarnung (W) zu beeinflussen, um ein Verdichterpumpen zu vermeiden.
13. Gasturbine mit einem Turboverdichter nach Anspruch 1 1 oder Anspruch 12.
H. Verfahren zum Betrieb einer Turbomaschine (10) mit den Schritten:
Ermitteln einer Warnung (W) bei einem Schaufelschaden eines Rotors durch ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, und Erfassen und Speichern der Warnung (W) im Hinblick auf Reparatur oder Austausch.
15. Verfahren nach Anspruch 14, bei dem aus der Art der Warnung (W) auf den Umfang des Schadens rückgeschlossen wird.
PCT/DE2002/003325 2001-10-23 2002-09-07 Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine WO2003038282A1 (de)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP02769931A EP1474610B1 (de) 2001-10-23 2002-09-07 Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine
US10/493,426 US7108477B2 (en) 2001-10-23 2002-09-07 Warning before pump limit or in case of blade failure on a turbomachine
DE50206768T DE50206768D1 (de) 2001-10-23 2002-09-07 Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine
JP2003540528A JP4174031B2 (ja) 2001-10-23 2002-09-07 ターボ機械のサージング限界またはブレード損傷の警告

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10152026.3 2001-10-23
DE10152026A DE10152026A1 (de) 2001-10-23 2001-10-23 Warnung vor Pumpgrenze oder Schaufelschaden bei einer Turbomaschine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2003038282A1 true WO2003038282A1 (de) 2003-05-08

Family

ID=7703276

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/DE2002/003325 WO2003038282A1 (de) 2001-10-23 2002-09-07 Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7108477B2 (de)
EP (1) EP1474610B1 (de)
JP (1) JP4174031B2 (de)
DE (2) DE10152026A1 (de)
WO (1) WO2003038282A1 (de)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1908927A1 (de) 2006-09-27 2008-04-09 General Electric Company Verfahren und Vorrichtung für ein aerodynamisches Stabilitätssystem
WO2009086351A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-09 General Electric Company Instability mitigation system using rotor plasma actuators
WO2010058002A1 (de) 2008-11-24 2010-05-27 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum betrieb eines mehrstufigen verdichters
US8282336B2 (en) 2007-12-28 2012-10-09 General Electric Company Instability mitigation system
US8282337B2 (en) 2007-12-28 2012-10-09 General Electric Company Instability mitigation system using stator plasma actuators
US8317457B2 (en) 2007-12-28 2012-11-27 General Electric Company Method of operating a compressor
EP2626569A1 (de) * 2012-02-09 2013-08-14 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100954157B1 (ko) * 2007-12-21 2010-04-20 한국항공우주연구원 터보기계 블레이드 파손 모니터링 유닛 및 이를 갖는 터보장치
US20100205928A1 (en) * 2007-12-28 2010-08-19 Moeckel Curtis W Rotor stall sensor system
GB0811073D0 (en) * 2008-06-18 2008-07-23 Rolls Royce Plc Timing analysis
US9354618B2 (en) 2009-05-08 2016-05-31 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of multiple fuel gas turbine combustion systems
US9267443B2 (en) 2009-05-08 2016-02-23 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of gas turbine combustion systems
US8437941B2 (en) 2009-05-08 2013-05-07 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of gas turbine combustion systems
US9671797B2 (en) 2009-05-08 2017-06-06 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Optimization of gas turbine combustion systems low load performance on simple cycle and heat recovery steam generator applications
US10570909B2 (en) * 2016-10-13 2020-02-25 Deere & Company Surge wear predictor for a turbocharger
DE102017104414B3 (de) 2017-03-02 2018-07-19 Technische Universität Berlin Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen eines Indikators für eine Vorhersage einer Instabilität in einem Verdichter sowie Verwendung
JP7140323B2 (ja) * 2018-04-17 2022-09-21 国立研究開発法人宇宙航空研究開発機構 観測装置、観測方法及びプログラム
GB201908494D0 (en) 2019-06-13 2019-07-31 Rolls Royce Plc Computer-implemented methods for training a machine learning algorithm
GB201908497D0 (en) * 2019-06-13 2019-07-31 Rolls Royce Plc Computer-implemented methods for controlling a gas turbine engine
CN110329235B (zh) * 2019-07-09 2021-05-14 浙江吉利控股集团有限公司 一种监控车载电动空气压缩机的方法、装置及系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5275528A (en) * 1990-08-28 1994-01-04 Rolls-Royce Plc Flow control method and means
US5767780A (en) * 1993-09-22 1998-06-16 Lockheed Martin Energy Research Corporation Detector for flow abnormalities in gaseous diffusion plant compressors
US5915917A (en) * 1994-12-14 1999-06-29 United Technologies Corporation Compressor stall and surge control using airflow asymmetry measurement
US6231306B1 (en) * 1998-11-23 2001-05-15 United Technologies Corporation Control system for preventing compressor stall

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4017448A1 (de) * 1989-06-05 1990-12-06 Siemens Ag Verfahren zur diagnose der mechanischen eigenschaften von maschinen
US5448881A (en) * 1993-06-09 1995-09-12 United Technologies Corporation Gas turbine engine control based on inlet pressure distortion
US6506010B1 (en) * 2001-04-17 2003-01-14 General Electric Company Method and apparatus for compressor control and operation in industrial gas turbines using stall precursors

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5275528A (en) * 1990-08-28 1994-01-04 Rolls-Royce Plc Flow control method and means
US5767780A (en) * 1993-09-22 1998-06-16 Lockheed Martin Energy Research Corporation Detector for flow abnormalities in gaseous diffusion plant compressors
US5915917A (en) * 1994-12-14 1999-06-29 United Technologies Corporation Compressor stall and surge control using airflow asymmetry measurement
US6231306B1 (en) * 1998-11-23 2001-05-15 United Technologies Corporation Control system for preventing compressor stall

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
HE L: "COMPUTATIONAL STUDY OF ROTATING-STALL INCEPTION IN AXIAL COMPRESSORS", JOURNAL OF PROPULSION AND POWER, AMERICAN INSTITUTE OF AERONAUTICS AND ASTRONAUTICS. NEW YORK, US, vol. 13, no. 1, 1997, pages 31 - 38, XP000639186, ISSN: 0748-4658 *

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7827803B1 (en) 2006-09-27 2010-11-09 General Electric Company Method and apparatus for an aerodynamic stability management system
EP1908927A1 (de) 2006-09-27 2008-04-09 General Electric Company Verfahren und Vorrichtung für ein aerodynamisches Stabilitätssystem
US8282337B2 (en) 2007-12-28 2012-10-09 General Electric Company Instability mitigation system using stator plasma actuators
GB2467896A (en) * 2007-12-28 2010-08-18 Gen Electric Instability mitigation system using rotor plasma actuators
US8282336B2 (en) 2007-12-28 2012-10-09 General Electric Company Instability mitigation system
WO2009086351A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-09 General Electric Company Instability mitigation system using rotor plasma actuators
US8317457B2 (en) 2007-12-28 2012-11-27 General Electric Company Method of operating a compressor
US8348592B2 (en) 2007-12-28 2013-01-08 General Electric Company Instability mitigation system using rotor plasma actuators
GB2467896B (en) * 2007-12-28 2013-02-06 Gen Electric Instability mitigation system using rotor plasma actuators
WO2010058002A1 (de) 2008-11-24 2010-05-27 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum betrieb eines mehrstufigen verdichters
US8939704B2 (en) 2008-11-24 2015-01-27 Siemens Aktiengesellschaft Method for operating a multistage compressor
EP2626569A1 (de) * 2012-02-09 2013-08-14 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter
WO2013117271A1 (de) * 2012-02-09 2013-08-15 Siemens Aktiengesellschaft VERFAHREN ZUR VERMEIDUNG VON PUMPSTÖßEN IN EINEM VERDICHTER
CN104114874A (zh) * 2012-02-09 2014-10-22 西门子公司 用于避免压缩机中的泵喘振的方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2005507056A (ja) 2005-03-10
EP1474610A1 (de) 2004-11-10
DE50206768D1 (de) 2006-06-14
US20050038570A1 (en) 2005-02-17
US7108477B2 (en) 2006-09-19
JP4174031B2 (ja) 2008-10-29
EP1474610B1 (de) 2006-05-10
DE10152026A1 (de) 2004-02-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1474610B1 (de) Warnung vor pumgrenze oder schaufelschaden bei einer turbomaschine
DE60037300T2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur modellbasierten Diagnose
EP1134422B1 (de) Verfahren zur Regulierung des Pumpens eines Turbokompressors
DE112008003400T5 (de) Bläserströmungsabrissmeldesystem
DE102008011645A1 (de) Strömungsarbeitsmaschine mit Rotoren mit niedrigen Rotoraustrittswinkeln
DE112008003526T5 (de) Instabilitätschutzsystem unter Verwendung von Rotorplasmaaktuatoren
DE112008003531T5 (de) Verdichter und Gasturbinenmaschine mit einem Plasmaaktuator
DE112008003483T5 (de) Verdichter und Gasturbinenmaschine mit einem Plasmaaktuator
DE112008003472T5 (de) Verdichter und Gasturbinenmaschine mit einem Instabilitätsschutzsystem
DE112008003466T5 (de) Instabilitätsschutzsystem für einen Rotor
CH700888A2 (de) Systeme und Verfahren zum Bereitstellen von Pumpschutz für eine Turbinenkomponente.
EP3428396A1 (de) Verfahren zur erzeugung und auswahl eines verstimmungsmusters eines eine mehrzahl von laufschaufeln aufweisenden laufrads einer strömungsmaschine
EP1970542A2 (de) Drosselgradabhängige Schaufelverstellung bei Strömungsarbeitsmaschinen
DE19828368A1 (de) Verfahren zum Betreiben von Turboverdichtern mit mehreren sich gegenseitig beeinflussenden Reglern
DE60105737T2 (de) Turbinenschaufelanordnung
DE3940248A1 (de) Verfahren und einrichtung zum regeln eines gasturbinentriebwerkes
EP1865148B1 (de) Strömungsarbeitsmaschine mit Rotoren hoher spezifischer Energieabgabe
DE102009033591A1 (de) Strömungsarbeitsmaschine mit Schaufelreihengruppe
EP2626569A1 (de) Verfahren zur Vermeidung von Pumpstößen in einem Verdichter
DE60124167T2 (de) Verfahren zur Früherkennung von aerodynamischen Unbeständigkeiten in einem Turbokompressor
AT521637A1 (de) Leitschaufel für eine hydraulische strömungsmaschine
DE102007051633A1 (de) Asymmetrisches Verdichterluftentnahmeverfahren
EP3097293B1 (de) Variable grenzleistungsregelung für gasturbinen
EP0358139B1 (de) Regelverfahren und Regeleinheit
DE10163649B4 (de) Turboverdichter und Gasturbine mit Einlaufschwingungswarnung bei Axialschwingung der Luftsäule im Einlauf sowie Auswerteverfahren hierfür

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): CA JP US

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR IE IT LU MC NL PT SE SK TR

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2002769931

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2003540528

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10493426

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2002769931

Country of ref document: EP

WWG Wipo information: grant in national office

Ref document number: 2002769931

Country of ref document: EP