WO2005083373A1 - Verfahren und vorrichtung zur identifikation eines wellenbruchs und/oder einer überdrehzahl an einer gasturbine - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zur identifikation eines wellenbruchs und/oder einer überdrehzahl an einer gasturbine Download PDF

Info

Publication number
WO2005083373A1
WO2005083373A1 PCT/DE2005/000228 DE2005000228W WO2005083373A1 WO 2005083373 A1 WO2005083373 A1 WO 2005083373A1 DE 2005000228 W DE2005000228 W DE 2005000228W WO 2005083373 A1 WO2005083373 A1 WO 2005083373A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas turbine
variable
vibration
measured
overspeed
Prior art date
Application number
PCT/DE2005/000228
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Sebastian Motsch
Spiros Tatakis
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
Publication of WO2005083373A1 publication Critical patent/WO2005083373A1/de

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
    • G01H1/00—Measuring characteristics of vibrations in solids by using direct conduction to the detector
    • G01H1/003—Measuring characteristics of vibrations in solids by using direct conduction to the detector of rotating machines

Definitions

  • the invention relates to a method for identifying a shaft break and / or an overspeed on a gas turbine, in particular on aircraft engines. Furthermore, the invention relates to a device for identifying a shaft break and / or an overspeed on a gas turbine.
  • gas turbines such as aircraft engines, comprise at least one compressor and at least one turbine.
  • the compressor and the turbine are connected to one another via a single rotating shaft.
  • the gas turbine has two compressors and two turbines, namely a low-pressure compressor, a high-pressure compressor, a high-pressure turbine and a low-pressure turbine, the low-pressure compressor and the low-pressure turbine are connected to one another via a first shaft and the high-pressure compressor and the high-pressure turbine via a second shaft.
  • the two shafts then generally run coaxially with one another, one of the two shafts enclosing the other.
  • Overspeeds of a gas turbine must definitely be avoided.
  • a possible cause for the occurrence of overspeed is, for example, a break in a shaft of the gas turbine. If, for example, such a shaft break occurs, a compressor coupled to the broken shaft no longer draws power from the corresponding turbine, which causes the turbine to overturn.
  • Another reason for an overspeed of the gas turbine can be a stall in the compressor. Since considerable damage to the gas turbine can be caused by overspeeds, overspeeds, which are caused, for example, by a shaft break, must be reliably detected or identified.
  • DE 195 24 992 Cl discloses a method for regulating a shaft engine with a microcontroller with monitoring of the engine for shaft breakage and overspeed. According to the method disclosed there, speeds are measured with the aid of sensors, and the engine is checked for shaft breakage and overspeed based on these speeds. If such a malfunction is detected, the fuel supply to the combustion chamber is interrupted and the gas turbine is deactivated. In connection with the method disclosed in DE 195 24 992 Cl, it is necessary to determine a differential speed between a compressor-side end or section and a turbine-side end or section of the gas turbine shaft. Accordingly, speeds must be recorded at at least two points, at a first point on the compressor side and at a second point on the turbine side.
  • the present invention is based on the problem of creating a novel method for identifying a shaft break and / or an overspeed on a gas turbine and a corresponding device.
  • a method for identifying a shaft break and / or an overspeed on gas turbines according to claim 1.
  • at least one vibration variable is measured during operation of the gas turbine, a shaft break and / or an overspeed being identifiable from the or each measured vibration variable.
  • vibration quantities of the engine to be monitored with regard to shaft breakage or overspeed are measured and evaluated.
  • an effective, safe and easily realizable identification mechanism for shaft breakage or overspeed can be realized. Only relatively few parts are required to implement the invention.
  • the structure of the gas turbine which results when the invention is implemented is simple. No intervention in the engine is necessary.
  • the or each measured vibration variable is preferably compared with at least one predetermined vibration variable that is determined beforehand and correlates with the current operating state of the gas turbine, a shaft break and / or an overspeed being identifiable from this comparison.
  • the or each measured vibration variable is averaged over time and / or space.
  • the device according to the invention is defined in independent claim 7.
  • At least one vibration variable namely at least one sound variable
  • a gas turbine in particular an aircraft engine.
  • the or each sound variable or vibration variable detected at the aircraft engine is compared with at least one predetermined vibration variable or target sound variable, the target sound variable or target vibration variable correlating with the current operating state of the gas turbine. If a significant deviation is found in this comparison between the measured vibration variable and the desired vibration variable corresponding to the current operating state of the gas turbine, it can be concluded that a shaft break or an overspeed on the gas turbine.
  • a significant deviation between the or each measured vibration variable and the or each corresponding target vibration variable is to be understood to mean that deviations which are attributable to statistical scattering are not identified as a shaft break or overspeed.
  • the or each measured vibration variable is averaged over time and / or space.
  • the setpoint vibration variables corresponding to the respective operating states of the gas turbine are determined in advance by simulations or real laboratory tests, stored and made available for the method according to the invention.
  • the ascertained or measured vibration quantities are preferably evaluated using a frequency identification method.
  • power density spectra in the frequency range are determined for the measured vibration quantities, and if the power spectral density drops in one or more frequencies, it can be concluded that there is a shaft break or an overspeed on the gas turbine.
  • the changes in the Power density spectrum not predetermined values, which arise, for example, when the operating state of the gas turbine changes, can be concluded quickly and reliably from a shaft break or an overspeed.
  • the device for carrying out the method according to the invention comprises at least one measuring device and at least one evaluation device. With the help of the or each measuring device, at least one vibration quantity or sound quantity can be recorded during the operation of the gas turbine.
  • the or each evaluation device serves to identify a shaft break or an overspeed from the or each measured vibration variable.
  • a single evaluation device is preferably provided, to which a storage device and a comparison device are assigned.
  • the storage device predetermined vibration values that are correlated with the respective operating states of the gas turbine are stored. These target vibration quantities are determined in advance by simulation or laboratory tests.
  • the comparison device compares the target vibration quantities stored in the storage device with the measured vibration quantities determined by the or each measuring device. In the event that a comparison between the determined vibration magnitude and the target vibration magnitude correlating to the current operating state results in a significant deviation, it can be concluded that a shaft break or an overspeed on the gas turbine.
  • the evaluation device preferably comprises a frequency identification device which evaluates the or each measured vibration variable with the aid of a frequency identification. This is done in the manner already described.
  • the evaluation device is assigned an averaging device in order to center the or each measured vibration variable in time and / or space.
  • the measuring devices are preferably designed as vibration sensors.
  • the vibration sensors are designed, for example, as microphones, with the help of the microphones the vibration quantities to be measured as acoustic sound signals without direct contact with the gas turbine can be detected or ascertained.
  • Such an embodiment has the advantage that no intervention in the gas turbine is required.
  • the vibration sensors are designed as solid-borne sound sensors, which are in contact with the gas turbine or a corresponding assembly of the gas turbine in order to determine the vibration quantities. Since the use of such solid-state sound recorders can be problematic at high temperatures, it is proposed in the sense of the present invention that the solid-state sound recorders are in contact with at least one stethoscope-like solid-state sound conduction device. With such a stethoscope-like solid-borne sound
  • the solid-state waves can be conducted out of the hot areas of the gas turbine by means of a line device so that the solid-state sound transducers are not exposed to the high temperatures.
  • the vibrations or sound waves are passed on through the solid-state sound conduction device, the heat conduction can be efficiently avoided by the solid-state sound conduction device, for example, by cooling the solid-state sound conduction device.
  • the solid-state sound conduction device preferably protrudes outward through the housing of the gas turbine, so that the corresponding vibration sensors can be attached to the gas turbine from the outside.
  • the device according to the invention requires relatively few parts, is structurally simple and can therefore be implemented inexpensively.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Identifikation eines Wellen­bruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine, insbesondere an rotierenden Bauteilen eines Flugtriebwerks. Erfindungsgemäss wird während des Betriebs der Gasturbine mindestens eine Schwingungsgrösse gemessen, wobei aus der oder jeder gemessenen Schwingungsgrösse ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist.

Description

Verfahren und Vorrichtung zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine, insbesondere an Flugtriebwerken. Weiterhin betrifft die Erfindung eine Vorrichtung zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine.
Gasturbinen, wie zum Beispiel Flugtriebwerke, umfassen neben einer Brennkammer mindestens einen Verdichter und mindestens eine Turbine. Bei Gasturbinen, die lediglich einen einzigen Verdichter sowie eine einzige Turbine aufweisen, sind der Verdichter und die Turbine über eine einzige rotierende Welle miteinander verbunden. Verfügt die Gasturbine über zwei Verdichter sowie zwei Turbinen, nämlich über einen Niederdruckverdichter, einen Hochdruckverdichter, eine Hochdruckturbine sowie eine Niederdruckturbine, so sind der Niederdruckverdichter sowie die Niederdruckturbine über eine erste Welle sowie der Hochdruckverdichter sowie die Hochdruckturbine über eine zweite Welle miteinander verbunden. Die beiden Wellen verlaufen dann in der Regel koaxial zueinander, wobei eine der beiden Wellen die andere umschließt.
Überdrehzahlen einer Gasturbine müssen sicher vermieden werden. Eine mögliche Ursache für das Auftreten von Überdrehzahlen ist zum Beispiel ein Bruch einer Welle der Gasturbine. Tritt zum Beispiel ein derartiger Wellenbruch auf, so entnimmt ein mit der gebrochenen Welle gekoppelter Verdichter der entsprechenden Turbine keine Leistung mehr, wodurch ein Überdrehen der Turbine verursacht wird. Ein weiterer Grund für eine Überdrehzahl der Gasturbine kann ein Strömungsabriss im Verdichter sein. Da durch Überdrehzahlen erhebliche Schäden an der Gasturbine verursacht werden können, müssen Überdrehzahlen, die zum Beispiel durch einen Wellenbruch hervorgerufen werden, sicher detektiert bzw. identifiziert werden.
Die DE 195 24 992 Cl offenbart ein Verfahren zur Regelung eines Wellentriebwerks mit einem Mikrosteuergerät mit Überwachung des Triebwerks auf Wellenbruch und Überdrehzahl. Nach dem dort offenbarten Verfahren werden mithilfe von Sensoren Drehzahlen gemessen und auf Basis dieser Drehzahlen wird das Triebwerk auf Wellenbruch und Überdrehzahl geprüft. Wird eine derartige Fehlfunktion erkannt, so wird die Brennstoffzufuhr zur Brenn- ka mer unterbrochen und die Gasturbine wird deaktiviert. Im Zusammenhang mit dem in DE 195 24 992 Cl offenbarten Verfahren ist die Bestimmung einer Differenzdrehzahl zwischen einem verdichterseitigen Ende bzw. Abschnitt und einem turbinenseitigen Ende bzw. Abschnitt der Gasturbinenwelle erforderlich. Demnach müssen an mindestens zwei Punkten, an einem ersten verdichterseitigen Punkt und an einem zweiten turbinenseitigen Punkt, Drehzahlen erfasst werden. Speziell im heißen Turbinenbereich erfordert eine Drehzahlbestimmung aufwendige Vorkehrungen, wodurch sich die Umsetzung des aus dem Stand der Technik bekannten Verfahrens als teuer und aufwendig erweist. Weiterhin ist das aus DE 195 24 992 Cl bekannte Verfahren nur an ein- bzw. zweiwelligen Gasturbinen einsetzbar. Für mehrwellige Gasturbinen hingegen ist dieses aus dem Stand der Technik bekannte Verfahren nicht praktikabel. Dies trifft insbesondere auf mehr als zweiwellige Gasturbinen zu, da eine von rotierenden Wellen umgebene Welle nicht ohne weiteres auf ein stehendes Referenzsystem bezogen werden kann.
Hiervon ausgehend liegt der vorliegenden Erfindung das Problem zu Grunde, ein neuartiges Verfahren zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine sowie eine entsprechende Vorrichtung zu schaffen.
Dieses Problem wird durch ein Verfahren zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an Gasturbinen gemäß Patentanspruch 1 gelöst. Erfindungsgemäß wird während des Betriebs der Gasturbine mindestens eine Schwingungsgröße gemessen, wobei aus der oder jeder gemessenen Schwingungsgröße ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist.
Im Sinne der hier vorliegenden Erfindung werden demnach Schwingungsgrößen des hinsichtlich Wellenbruchs bzw. hinsichtlich Überdrehzahl zu überwachenden Triebwerks gemessen und ausgewertet. Auf diese Art und Weise kann ein wirkungsvoller, sicherer und einfach realisierbarer Identifikationsmechanismus für Wellenbruch bzw. Überdrehzahl realisiert werden. Es werden nur relativ wenige Teile zur Realisierung der Erfindung benötigt. Der sich bei Umsetzung der Erfindung ergebende Aufbau der Gasturbine ist einfach. Es sind keine Eingriffe in das Triebwerk nötig.
Vorzugsweise wird die oder jede gemessene Schwingungsgröße mit mindestens einer vorab ermittelten, zu dem momentanen Betriebszustand der Gasturbine korrelierenden SollSchwingungsgröße verglichen, wobei aus diesem Vergleich ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist. Nach einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung wird zur Erhöhung der Zuverlässigkeit des erfindungsgemäßen Verfahrens die oder jede gemessene Schwingungsgröße zeitlich und/oder räumlich gemittelt.
Die erfindungsgemäße Vorrichtung ist im unabhängigen Patentanspruch 7 definiert .
Bevorzugte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
Nach einer besonders bevorzugten Ausführungsform der hier vorliegenden Erfindung wird während des Betriebs einer Gasturbine, insbesondere eines Flugtriebwerks, mindestens eine Schwingungsgröße, nämlich mindestens eine Schallgröße, gemessen. Die oder jede am Flugtriebwerk erfasste Schallgröße bzw. Schwingungsgröße wird mit mindestens einer vorab ermittelten Sollschwingungsgröße bzw. Sollschallgröße verglichen, wobei die Sollschallgröße bzw. Sollschwingungsgröße mit dem momentan herrschenden Betriebszustand der Gasturbine korreliert. Wird bei diesem Vergleich zwischen der gemessenen Schwingungsgröße und der dem momentanen Betriebszustand der Gasturbine entsprechenden Sollschwingungsgröße eine signifikante Abweichung festgestellt, so kann hieraus auf einen Wellenbruch bzw. eine Überdrehzahl an der Gasturbine geschlossen werden.
Unter einer signifikanten Abweichung zwischen der oder jeder gemessenen Schwingungsgröße und der oder jeder entsprechenden Sollschwingungsgröße soll verstanden werden, dass Abweichungen, die einer statistischen Streuung zuzurechnen sind, nicht als Wellenbruch bzw. Überdrehzahl identifiziert werden. Hierzu wird zur Erhöhung der Zuverlässigkeit des erfindungsgemäßen Verfahrens die oder jede gemessene Schwingungsgröße zeitlich und/oder räumlich gemittelt.
Die den jeweiligen Betriebszuständen der Gasturbine entsprechenden Sollschwingungsgrößen werden vorab durch Simulationen bzw. reale Labortests bestimmt, abgespeichert und für das erfindungsgemäße Verfahren bereitgestellt.
Vorzugsweise werden die ermittelten bzw. gemessenen Schwingungsgrößen mit einem Freguenzidentifikationsverfahren ausgewertet. Hierzu werden für die gemessenen Schwingungsgrößen Leistungsdichtespektren im Frequenzbereich ermittelt, wobei bei einem Abfall der Leistungsspektraldichte in einer oder mehreren Frequenzen auf einen Wellenbruch bzw. eine Überdrehzahl an der Gasturbine geschlossen werden kann. Entsprechen die Änderungen in dem Leistungsdichtespektrum nicht vorab bestimmten Werten, die sich zum Beispiel bei einer Änderung des Betriebszustands der Gasturbine einstellen, so kann hieraus schnell und sicher auf einen Wellenbruch bzw. eine Überdrehzahl geschlossen werden.
Die Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst mindestens eine Messeinrichtung sowie mindestens eine Auswerteeinrichtung. Mithilfe der oder jeder Messeinrichtung lässt sich während des Betriebs der Gasturbine mindestens eine Schwingungsgröße bzw. Schallgröße erfassen. Die oder jede Auswerteeinrichtung dient der Identifikation eines Wellenbruchs bzw. einer Überdrehzahl aus der oder jeder gemessenen Schwingungsgröße .
Vorzugsweise ist eine einzige Auswerteinrichtung vorhanden, der eine Speichereinrichtung sowie eine Vergleichseinrichtung zugeordnet sind. In der Speichereinrichtung sind vorab ermittelte, zu den jeweiligen Be- triebszuständen der Gasturbine korrelierende Sollschwingungsgrößen gespeichert. Diese Sollschwingungsgrößen werden vorab durch Simulation oder Labortests bestimmt. Die Vergleichseinrichtung vergleicht die in der Speichereinrichtung hinterlegten Sollschwingungsgrößen mit den von der oder jeder Messeinrichtung ermittelten, gemessenen Schwingungsgrößen. In dem Fall, in dem ein Vergleich zwischen der ermittelten Schwingungsgröße und der dem momentanen Betriebszustand korrelierenden Sollschwingungsgröße eine signifikante Abweichung ergibt, kann hieraus auf einen Wellenbruch bzw. eine Überdrehzahl an der Gasturbine geschlossen werden. Die Auswerteeinrichtung umfasst hierzu vorzugsweise eine Frequenzidentifikationseinrichtung, welche die oder jede gemessene Schwingungsgröße mithilfe einer Frequenzidentifikation auswertet. Dies erfolgt auf die bereits beschriebene Art und Weise.
Weiterhin ist der Auswerteeinrichtung eine Mittelungseinrichtung zugeordnet, um die oder jede gemessene Schwingungsgröße zeitlich und/oder räumlich zu mittein. Hierdurch kann die Auswertequalität sowie die Zuverlässigkeit des erfindungsgemäßen Identifikationsverfahrens deutlich gesteigert werden. Statistische Ausreißer aus einer Messreihe können so ausgeblendet werden und ein fehlerhaftes Abschalten der Gasturbine kann vermieden werden.
Die Messeinrichtungen sind vorzugsweise als Schwingungsaufnehmer ausgebildet. Nach einer ersten Alternative sind die Schwingungsaufnehmer zum Beispiel als Mikrofone ausgebildet, wobei mithilfe der Mikrofone die zu messenden Schwingungsgrößen als akustische Schallsignale ohne un ittelba- ren Kontakt zur Gasturbine erfasst bzw. ermittelt werden können. Eine derartige Ausgestaltung hat den Vorteil, dass keinerlei Eingriffe in die Gasturbine erforderlich sind.
Nach einer zweiten, alternativen Ausgestaltung der hier vorliegenden Erfindung sind die Schwingungsaufnehmer als Festkörperschallaufnehmer ausgebildet, die zur Ermittlung der Schwingungsgrößen mit der Gasturbine bzw. einer entsprechenden Baugruppe der Gasturbine in Kontakt stehen. Da der Einsatz derartiger Festkörperschallaufnehmer bei hohen Temperaturen problematisch sein kann, wird im Sinne der hier vorliegenden Erfindung vorgeschlagen, dass die Festkörperschallaufnehmer mit mindestens einer stethoskopartigen Festkörperschall-Leitungseinrichtung in Kontakt stehen. Mit einer derartigen stethoskopartigen Festkörperschall-
Leitungseinrichtung können die Festkörperwellen aus den heißen Bereichen der Gasturbine herausgeleitet werden, sodass die Festkörperschallaufnehmer den hohen Temperaturen nicht ausgesetzt werden. Bei der Weiterleitung der Schwingungen bzw. Schallwellen durch die Festkörperschall- Leitungseinrichtung kann die Wärmeleitung durch dieselbe dadurch effizient vermieden werden, dass zum Beispiel die Festkörperschall- Leitungseinrichtung gekühlt wird. Vorzugsweise ragt die Festkörperschall- Leitungseinrichtung durch das Gehäuse der Gasturbine nach außen, sodass die entsprechenden Schwingungsaufnehmer von außen an die Gasturbine angebracht werden können.
Mithilfe der hier vorliegenden Erfindung kann eine besonders sichere und einfache Detektion bzw. Identifikation eines Wellenbruchs und einer Überdrehzahl an Gasturbinen realisiert werden. Die erfindungsgemäße Vorrichtung benötigt relativ wenig Teile, ist konstruktiv einfach und kann daher kostengünstig realisiert werden.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine, insbesondere an rotierenden Bauteilen eines Flugtriebwerks, dadurch gekennzeichnet, dass während des Betriebs der Gasturbine mindestens eine Schwingungsgröße gemessen wird, und dass aus der oder jeder gemessenen Schwingungsgröße ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die oder jede gemessene Schwingungsgröße mit mindestens einer vorab ermittelten, zu dem momentanen Betriebszustand der Gasturbine korrelierenden Sollschwingungsgröße verglichen wird, und dass aus diesem Vergleich ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 , dadurch gekennzeichnet, dass die oder jede gemessene Schwingungsgröße mit Hilfe einer Frequenzidentifikation ausgewertet wird, wobei bei einer Abweichung der jeweiligen Leistungsspektraldichte in mindestens einer spezifischen Frequenz auf einen Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl geschlossen wird.
4. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass zur Erhöhung der Zuverlässigkeit die oder jede gemessene Schwingungsgröße zeitlich und/oder räumlich gemittelt wird.
5. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die oder jede gemessene Schwingungsgröße als Festkörperschallgröße unmittelbar an der Gasturbine aufgenommen wird.
6. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die oder jede gemessene Schwingungsgröße als akustische Schallgröße ohne unmittelbaren Kontakt zur Gasturbine aufgenommen wird.
7. Vorrichtung zur Identifikation einer Überdrehzahl und/oder eines Wellenbruchs an einer Gasturbine, insbesondere an rotierenden Bauteilen eines Flugtriebwerks, gekennzeichnet durch mindestens eine Messeinrichtung, um während des Betriebs der Gasturbine mindestens eine Schwingungsgröße zu erfassen; und mindestens eine Auswerteeinrichtung, um aus der oder jeder gemessenen Schwingungsgröße einen Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl zu identifizieren.
8. Vorrichtung nach Anspruch 7 , dadurch gekennzeichnet, dass in der Auswerteeinrichtung vorab ermittelte, zu den jeweiligen Betriebszuständen der Gasturbine korrelierende Sollschwingungsgrößen gespeichert sind, wobei eine der Auswerteeinrichtung zugeordnete Vergleichseinrichtung die oder jede von der Messeinrichtung ermittelte Schwingungsgröße mit der oder jeder zu dem momentanen Betriebszustand korrelierenden Sollschwingungsgröße vergleicht, und wobei aus diesem Vergleich ein Wellenbruch und/oder eine Überdrehzahl identifizierbar ist.
9. Vorrichtung nach Anspruch 7 oder 8 , dadurch gekennzeichnet, dass der Auswerteeinrichtung eine Frequenzidentifikationseinrichtung zugeordnet ist, welche die oder jede gemessene Schwingungsgröße mit Hilfe einer Frequenzidentifikation auswertet.
10. Vorrichtung nach einem oder mehreren der Ansprüche 7 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Auswerteeinrichtung eine Mittelungseinrichtung zugeordnet ist, welche die oder jede gemessene Schwingungsgröße zeitlich und/oder räumlich mittelt.
11. Vorrichtung nach einem oder mehreren der Ansprüche 7 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die oder jede Messeinrichtung als Schwingungsaufnehmer ausgebildet ist.
12. Vorrichtung nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der oder jeder Schwingungsaufnehmer als Festkörperschallaufnehmer ausgebildet ist, wobei der oder jeder Festkörperschallaufnehmer mit der Gasturbine bzw. einer zu überwachenden Einrichtung der Gasturbine unmittelbar in Kontakt steht.
13. Vorrichtung nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass der oder jeder Festkörperschallaufnehmer mit mindestens einer stethoskopartigen Festköperschall-Leitungseinrichtung in Kontakt steht, wobei die oder jede stethoskopartige Festköperschall- Leitungseinrichtung die oder jede von dem oder jedem Festkörperschallaufnehmer zu erfassende Schwingungsgröße insbesondere aus einem heißen Bereich der Gasturbine herausleitet.
14. Vorrichtung nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der oder jeder Schwingungsaufnehmer als Mikrofon ausgebildet ist, wobei das oder jedes Mikrofon die oder jede zu messende Schwingungsgröße als akustische Schallgröße ohne unmittelbaren Kontakt zur Gasturbine ermittelt.
PCT/DE2005/000228 2004-02-27 2005-02-10 Verfahren und vorrichtung zur identifikation eines wellenbruchs und/oder einer überdrehzahl an einer gasturbine WO2005083373A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102004009594.9 2004-02-27
DE200410009594 DE102004009594A1 (de) 2004-02-27 2004-02-27 Verfahren und Vorrichtung zur Identifikation eines Wellenbruchs und/oder einer Überdrehzahl an einer Gasturbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2005083373A1 true WO2005083373A1 (de) 2005-09-09

Family

ID=34853779

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/DE2005/000228 WO2005083373A1 (de) 2004-02-27 2005-02-10 Verfahren und vorrichtung zur identifikation eines wellenbruchs und/oder einer überdrehzahl an einer gasturbine

Country Status (2)

Country Link
DE (1) DE102004009594A1 (de)
WO (1) WO2005083373A1 (de)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102014007761A1 (de) * 2014-05-30 2015-12-03 Technische Hochschule Ingolstadt Verfahren zur Bestimmung des Werts einer vibroakustischen Größe

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4408294A (en) * 1981-03-27 1983-10-04 General Electric Company Method for on-line detection of incipient cracks in turbine-generator rotors
US4751657A (en) * 1985-07-08 1988-06-14 General Electric Company Method and apparatus for detecting axial cracks in rotors for rotating machinery
WO1995027183A1 (en) * 1991-10-02 1995-10-12 Monitoring Technology Corporation Noninvasive method and apparatus for determining resonance information for rotating machinery components and for anticipating component failure from changes therein
US5533400A (en) * 1992-09-04 1996-07-09 Carl Schenck Ag Process for the early detection of a crack in a rotating shaft
DE19524992C1 (de) * 1995-07-08 1996-08-08 Mtu Muenchen Gmbh Regelung eines Wellentriebwerks mit einem Mikrosteuergerät

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4408294A (en) * 1981-03-27 1983-10-04 General Electric Company Method for on-line detection of incipient cracks in turbine-generator rotors
US4751657A (en) * 1985-07-08 1988-06-14 General Electric Company Method and apparatus for detecting axial cracks in rotors for rotating machinery
WO1995027183A1 (en) * 1991-10-02 1995-10-12 Monitoring Technology Corporation Noninvasive method and apparatus for determining resonance information for rotating machinery components and for anticipating component failure from changes therein
US5533400A (en) * 1992-09-04 1996-07-09 Carl Schenck Ag Process for the early detection of a crack in a rotating shaft
DE19524992C1 (de) * 1995-07-08 1996-08-08 Mtu Muenchen Gmbh Regelung eines Wellentriebwerks mit einem Mikrosteuergerät

Also Published As

Publication number Publication date
DE102004009594A1 (de) 2005-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2201430B1 (de) Verfahren zur analyse des betriebs einer gasturbine
EP1688671B2 (de) Schutzverfahren und Steuerungssystem für eine Gasturbine
US20160187227A1 (en) Methods of analysing apparatus
WO2013060420A2 (de) Verfahren zur bestimmung einer mechanischen beschädigung eines rotorblatts einer windenergieanlage
DE102010061289A1 (de) Verfahren und System zur Detektion eines Risses auf einer Turbomaschinenschaufel
DE102010016615A1 (de) Fehlererkennung und Schutz von mehrstufigen Verdichtern
DE102016118432A1 (de) Verfahren und System zum Überwachen eines Zündzustands in einem Gasturbinenmotor
DE10207455B4 (de) Verfahren und Einrichtung zur Detektion einer impulsartigen mechanischen Einwirkung auf ein Anlagenteil
WO2020099336A1 (de) Vorrichtung und verfahren zur ermittlung des zustandes mindestens einer zahnpaarung und / oder mindestens eines zahnes in einem mechanischen system
EP1794417B1 (de) Gasturbine und verfahren zum abschalten einer gasturbine bei identifikation eines wellenbruchs
DE102005042271A1 (de) Einrichtung zur Detektion eines Wellenbruchs an einer Gasturbine sowie Gasturbine
WO2005083373A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur identifikation eines wellenbruchs und/oder einer überdrehzahl an einer gasturbine
DE102010009941A1 (de) Verfahren zum Überwachen von Windturbinen
Lim et al. Improved blade fault diagnosis using discrete Blade Passing Energy Packet and rotor dynamics wavelet analysis
DE19843615C2 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Diagnose von Verbrennungsantrieben
DE102007012769A1 (de) Verfahren zum Erkennen eines Betriebszustandes einer Brennkraftmaschinen-Einrichtung mit Hilfe eines Körperschallsensors
DE102011055826B4 (de) Systeme und Verfahren zum Schutz gegen Pumpvorläufer
DE102007052453B4 (de) Diagnosevorrichtung bzw. Diagnoseverfahren bei Abgasturboladern im Betrieb am Verbrennungsmotor
EP1725743B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur detektierung von verunreinigungen an turbinenbauteilen
DE60319245T2 (de) Verfahren und einrichtung zur bestimmung des zustands einer turbinenschaufel und zur verwendung der gesammelten informationen zur schätzung der lebensdauer der schaufel
EP3751125B1 (de) Abgaswärmerückgewinnungssystem und abgasanlage
DE102019209495A1 (de) Verfahren zum Überprüfen einer Schaufel eines Triebwerks und Überprüfungsvorrichtung zum Überprüfen einer Schaufel eines Triebwerks
EP2811279B1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Validierung eines elektrischen Signals
EP0933622A2 (de) Verfahren zur schwingungsdiagnostischen Überwachung rotierender Maschinen, insbesondere Pumpspeichersätzen in Wasserkraftwerken
Kallappa et al. High frequency incipient fault detection for engine bearing components

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BW BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DK DM DZ EC EE EG ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NA NI NO NZ OM PG PH PL PT RO RU SC SD SE SG SK SL SM SY TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VC VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): BW GH GM KE LS MW MZ NA SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LT LU MC NL PL PT RO SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
122 Ep: pct application non-entry in european phase