RU2668299C2 - Способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения - Google Patents

Способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения Download PDF

Info

Publication number
RU2668299C2
RU2668299C2 RU2016147357A RU2016147357A RU2668299C2 RU 2668299 C2 RU2668299 C2 RU 2668299C2 RU 2016147357 A RU2016147357 A RU 2016147357A RU 2016147357 A RU2016147357 A RU 2016147357A RU 2668299 C2 RU2668299 C2 RU 2668299C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
speed
rotation
rotation speed
output shaft
predetermined
Prior art date
Application number
RU2016147357A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016147357A3 (ru
RU2016147357A (ru
Inventor
Стефен КУЛЛИ
Майкл СМИТ
Original Assignee
Сименс Акциенгезелльшафт
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 Сименс Акциенгезелльшафт filed Critical Сименс Акциенгезелльшафт
Publication of RU2016147357A3 publication Critical patent/RU2016147357A3/ru
Publication of RU2016147357A publication Critical patent/RU2016147357A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2668299C2 publication Critical patent/RU2668299C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/003—Arrangements for testing or measuring
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D11/00—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages
    • F01D11/02—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages by non-contact sealings, e.g. of labyrinth type
    • F01D11/04—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages by non-contact sealings, e.g. of labyrinth type using sealing fluid, e.g. steam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/34—Turning or inching gear
    • F01D25/36—Turning or inching gear using electric motors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F02C3/10—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor with another turbine driving an output shaft but not driving the compressor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/02—Purpose of the control system to control rotational speed (n)
    • F05D2270/023—Purpose of the control system to control rotational speed (n) of different spools or shafts
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/304—Spool rotational speed

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Sealing Using Fluids, Sealing Without Contact, And Removal Of Oil (AREA)

Abstract

Способ относится к управлению газотурбинным узлом во время запуска или остановки. Способ содержит контроль скорости вращения выходного вала и одновременно с этим управление скоростью вращения входного вала после того, как контролируемая скорость вращения выходного вала станет выше нуля или ниже заданной предельной скорости медленного вращения в течение заданного допустимого интервала времени. Технический результат изобретения – оптимальное ограничение интервала времени, в течение которого газотурбинный узел, в том числе газовое уплотнение, вращается со скоростью в диапазоне скоростей медленного вращения. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к способу управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения. В частности, настоящее изобретение относится к способу управления газотурбинным узлом во время запуска или остановки.
Газовый компрессор можно приводить в действие с помощью газовой турбины наземного базирования, имеющей одно- или двухвальное исполнение (см., например, публикацию JP 2938856 В1). В одновальном исполнении газовая турбина включает в себя по меньшей мере входной компрессор и силовую турбину, установленную на том же валу, на котором также установлен компрессор.
В двухвальном исполнении газовая турбина содержит так называемый "газогенератор", включающий в себя первый вал и силовую турбину, установленную на втором валу. Газовый компрессор также установлен на втором валу. Газогенератор, как правило, содержит входной компрессор и турбину компрессора, установленные на первом валу, и камеру сгорания, расположенную между входным компрессором и турбиной компрессора. Газогенератор может также состоять из более чем одной пары "компрессор-турбина компрессора". Газогенератор используется для подачи газа при определенных условиях давления и температуры в силовую турбину, посредством соединения между выпускным отверстием турбины компрессора и впускным отверстием силовой турбины.
Газовые компрессоры, приводимые в действие газовыми турбинами наземного базирования с одно- или двухвальным исполнением, как правило, используют так называемые "газовые уплотнения" на своих роторах для предотвращения утечки нагнетаемого газа. Как правило, газовое уплотнение содержит неподвижное кольцо и вращающееся кольцо, имеющее плоскую кольцевую поверхность, которая обращена к неподвижному кольцу, и которая снабжена канавками. Газ обычно находится в очень тонких зазорах между неподвижным кольцом и поверхностью вращающегося кольца, снабженного канавками. Во время работы, когда вращающееся кольцо вращается относительно неподвижного кольца, вязкость газа, протекающего в канавках, поддерживает тонкую газовую подушку между кольцами, тем самым предотвращая износ. Главный недостаток газовых уплотнений состоит в том, что ниже минимальной скорости вращения, например, в компрессорной системе мощностью 5-15 MВт, такая минимальная скорость вращения, как правило, ниже 400 об/мин, подходящая газовая подушка не образуется, и происходит контакт. Поэтому было бы желательным предотвратить вращение компрессора ниже минимальной скорости вращения. Вращение ниже минимальной скорости вращения, которое необходимо для правильной работы уплотнений, упоминается обычно как "медленное вращение".
Тем не менее, также необходимо, чтобы газовые турбины приводились во вращение системой стартера, после их останова, при низкой скорости вращения для того, чтобы охладить двигатель и предотвратить деформацию из-за температурных градиентов в роторах, которая может привести к проблемам вибрации и задеванию движущихся деталей при последующем перезапуске. Неспособность проворачивания ротора вскоре после его остановки, причем период времени зависит от размера газовой турбины и, как правило, находится в пределах нескольких минут, например, для маленькой газовой турбины 15 мин, может привести к значительным задержкам при повторном запуске двигателя (при этом такая задержка упоминается обычно как "блокировка") или может привести к риску повреждения лопаток компрессора и уплотнений.
В одновальных газовых турбинах ротор газовой турбины и газовый компрессор, как правило, механически соединены, например, через соединительную муфту, и поэтому можно добиться совместного вращения с приводом от системы стартера, тогда как в двухвальных газовых турбинах система стартера напрямую приводит в движение входной компрессор газогенератора. Вращение газогенератора может обеспечить достаточный поток для того, чтобы вызвать медленное вращение силовой турбины, и, следовательно, газового компрессора при некоторых или любых обстоятельствах в зависимости от приводимой установки и установочных деталей, а также изменений погодных условий. Таким образом, существует особенно острая потребность в предотвращении медленного вращения двухвальных газовых турбин.
Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы выполнить способ оптимального ограничения интервала времени, в течение которого узел двухвальной газовой турбины, в том числе газовое уплотнение, вращается со скоростью вращения в диапазоне скоростей медленного вращения. Дополнительная задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы выполнить способ управления узлом двухвальной газовой турбины при низкой скорости вращения, который, так как причины изменения варьируются при ответных действиях, позволяет постоянно контролировать скорость медленного вращения и принимать действия для ограничения при обнаружении изменений.
В газотурбинном узле, содержащем газовые уплотнения при "низкой скорости вращения", предполагается, что скорость вращения ниже предельной скорости медленного вращения, что обычно происходит во время запуска или остановки. Под фразой "предельная скорость медленного вращения" понимается минимальная скорость вращения, которая требуется для правильной работы газовых уплотнений, то есть во избежание контакта и износа между вращающимися и неподвижными элементами уплотнений.
Для того чтобы решить задачи, определенные выше, выполнен способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения и газотурбинным узлом согласно независимому пункту формулы изобретения. Зависимые пункты формулы изобретения описывают преимущественные разработки и модификации изобретения.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения выполнен способ управления газотурбинным узлом во время запуска или остановки, причем газотурбинный узел включает в себя двухвальную газовую турбину, содержащую входной и выходной валы и датчик скорости вращения для измерения скорости вращения выходного вала, при этом газотурбинный узел дополнительно содержит ротор, установленный на упомянутом выходном валу и снабженный по меньшей мере газовым уплотнением для предотвращения утечки газа между ротором и газовым уплотнением, причем способ содержит контроль скорости вращения выходного вала и уменьшение или увеличение скорости вращения входного вала после того, как скорость вращения выходного вала станет выше нуля и ниже заданной предельной скорости медленного вращения в течение заданного допустимого интервала времени.
Под фразой "заданный допустимый интервал времени" понимается интервал времени, в течение которого выполняется медленное вращение, либо из-за того, что износ уплотнений находится ниже допустимых пределов, либо по другим причинам, оказывающим влияние на работу. В вариантах осуществления настоящего изобретения такой интервал может быть равен нулю.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения заданная предельная скорость медленного вращения составляет 200-600 об/мин.
Согласно дополнительному примерному варианту осуществления настоящего изобретения способ настоящего изобретения позволяет управлять двухвальной газовой турбиной во время запуска, и он содержит контроль скорости вращения выходного вала и следующую последовательность операций:
- начало вращения входного вала,
- если после первого заданного допустимого интервала времени скорость вращения выходного вала выше нуля, но остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения, то увеличение скорости вращения входного вала,
- если скорость вращения выходного вала остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения, то ожидание в течение второго заданного допустимого интервала времени перед дополнительным увеличением скорости вращения входного вала.
Во время запуска, так как увеличение скорости вращения выходного вала начинается с нуля, нельзя полностью избежать медленного вращения. Предпочтительно, когда скорость вращения ниже предельной скорости медленного вращения обнаруживается после первого заданного допустимого интервала времени, способ сначала пытается довести вращение выходного вала выше предельной скорости медленного вращения, увеличивая при этом скорость вращения входного вала. Если скорость вращения на выходе по причинам, вытекающим из особенностей конструкции или функционирования газовой турбины, остается ниже такого предела, скорость медленного вращения может оставаться неизменной в течение второго допустимого интервала времени, который в газовых турбинах обычно совпадает с временем продувки. Фраза "время продувки" означает время, в течение которого газовая турбина продолжается вращаться посредством системы стартера без поджига камеры сгорания для того, чтобы любой горючий газ протекал в направлении выхлопа. Продолжительность времени продувки зависит от установки, то есть в основном от размеров внутренних объемов газотурбинного узла вместе с его трубопроводной системой и любыми системами рекуперации отходящего тепла.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения первый заданный допустимый интервал времени находится между 10 сек и 30 сек.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения второй заданный допустимый интервал времени находится между 60 сек и 300 сек. Второй заданный допустимый интервал времени обычно совпадает с временем продувки, то есть с временем, которого при низкой скорости вращения достаточно для 3-5-кратного вытеснения общего внутреннего объема газотурбинного узла.
Согласно дополнительному примерному варианту осуществления настоящего изобретения способ настоящего изобретения позволяет управлять двухвальной газовой турбиной во время остановки и содержит контроль скорости вращения выходного вала и следующую последовательность операций:
- ожидание до тех пор, пока выходной вал не остановится,
- ожидание в течение заданного времени ожидания,
- вращение входного вала с первой заданной скоростью вращения,
- если скорость вращения выходного вала остается в течение третьего заданного допустимого интервала времени выше нуля, но ниже заданной предельной скорости медленного вращения, то увеличение скорости вращения входного вала до второй заданной скорости вращения, которая больше, чем первая заданная скорость вращения.
- если скорость вращения выходного вала остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения, то остановку входного вала, затем
- ожидание в течение времени, равного времени ожидания, затем
- вращение входного вала с третьей заданной скоростью вращения, которая ниже, чем первая заданная скорость вращения,
- если скорость вращения выходного вала больше нуля, то остановку входного вала, затем
- ожидание в течение времени, равного времени ожидания, затем
-периодическое вращение входного вала до четвертой заданной скорости вращения, которая ниже, чем третья заданная скорость вращения, и остановку входного вала в течение временного интервала,
- если скорость вращения выходного вала больше нуля, то остановку входного вала, и
- предотвращение перезапуска газотурбинного узла в течение времени покоя.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения третий заданный допустимый момент времени находится между 10 сек и 30 сек.
Предпочтительно, после остановки последовательно проверяются следующие условия вращения входного вала для того, чтобы решить основные задачи охлаждения двигателя и предотвращения перекоса из-за температурных градиентов в роторах:
a) вращение входного вала с первой или второй заданной скоростью вращения для того, чтобы заставить выходной вал вращаться со скоростью вращения выше предельной скорости медленного вращения;
b) вращение входного вала с третьей заданной скоростью вращения, которая ниже, чем первая заданная скорость вращения, для того, чтобы поддерживать выходной вал в неподвижном состоянии;
c) вращение входного вала в короткие толчки с четвертой заданной скоростью вращения ниже, чем третья заданная скорость вращения для того, чтобы поддерживать выходной вал в неподвижном состоянии.
Эти стратегии a)-c) для газотурбинного узла проверяются в последовательности от наиболее выгодной до наименее выгодной, и только в том случае, если ни одна из них не является эффективной при предотвращении недопустимого вращения приводимого в действие газового компрессора, система управления прекращает вращение и обеспечивает последовательные задержки для перезапуска газовой турбины.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения первая заданная скорость вращения составляет 10-20 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины. Например, при номинальной скорости вращения силовой турбины 10000 об/мин первая заданная скорость вращения составляет 1000-2000 об/мин.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения вторая заданная скорость вращения составляет 20-40 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины. Например, при номинальной скорости вращения силовой турбины 10000 об/мин вторая заданная скорость вращения составляет 2000-4000 об/мин.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения третья заданная скорость вращения составляет 5-10 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины. Например, при номинальной скорости вращения силовой турбины 10000 об/мин третья заданная скорость вращения составляет 500-1000 об/мин.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения четвертая заданная скорость вращения составляет менее 1-го процента от номинальной скорости вращения силовой турбины (например, 50-100 об/мин, если номинальная скорость вращения силовой турбины составляет 10000 об/мин), и временной интервал между двумя последующими толчками при четвертой заданной скорости равен 2-3 мин.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения время ожидания перед применением каждой из этих трех стратегий, определенных выше, равно 2-3 мин.
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения время нахождения в состоянии покоя находится в интервале от 10 мин до 4 ч. Если способ является неудачным при предотвращении вращения выходного вала ниже предельной скорости медленного вращения, то предотвращается перезапуск газовой турбины в течение продолжительного периода (4 ч), если отсутствует перезапуск в течение более короткого интервала (10 мин).
Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения газотурбинный узел содержит газовый компрессор, включающий в себя ротор и газовое уплотнение, предназначенное для защиты от износа согласно настоящему способу.
Аспекты, определенные выше, и дополнительные аспекты настоящего изобретения очевидны из примеров варианта осуществления, которые будут описаны ниже и объяснены со ссылкой на примеры варианта осуществления. Изобретение будет описано ниже более подробно со ссылкой на примеры варианта осуществления, но которыми не ограничивается изобретение. На чертежах:
фиг.1A - блок-схема, иллюстрирующая способ управления газотурбинным узлом во время запуска согласно настоящему изобретению;
фиг.1B - блок-схема, иллюстрирующая способ управления газотурбинным узлом во время остановки согласно настоящему изобретению;
фиг.2 - схематичный вид двухвальной газовой турбины, к которой применим способ настоящего изобретения;
фиг.3 - схематичный вид одного компонента, показанного на фиг.2; и
фиг.4-7 - четыре графика переменных газовой турбины, которыми можно управлять с помощью способа настоящего изобретения.
На фиг.1A и 1B показан способ 100, 200 согласно настоящему изобретению управления газотурбинным узлом 10 во время запуска или остановки. Ниже приводится подробное описание газотурбинного узла 10.
Способ 100, 200 содержит:
- контроль скорости вращения выходного вала 21 газотурбинного узла 10, и одновременно
- уменьшение или увеличение скорости вращения входного вала 13 газотурбинного узла 10 после того, как контролируемая скорость вращения выходного вала 21 станет выше нуля и ниже заданной предельной скорости медленного вращения nL в течение заданного допустимого интервала времени T1, T2, T3.
На фиг.2 схематично показан узел 10 двухвальной газовой турбины, которым можно управлять при низкой скорости вращения, то есть при запуске и остановке, с помощью способа 100, 200 согласно настоящему изобретению. Газотурбинный узел 10 включает в себя газовую турбину 5 и компрессор 30, которые механически соединены друг с другом посредством выходного вала 21. Газовый компрессор 30 приводится в действие газовой турбиной 5 для сжатия технологического газа, вытекающего из впускного отверстия 30a в выпускное отверстие 30b газового компрессора 30.
Газовая турбина 5 содержит газогенератор 11 и силовую турбину 12. Силовая турбина 12 имеет номинальную скорость вращения 10000 об/мин. Согласно другим возможным вариантам осуществления можно использовать силовую турбину при различной номинальной скорости вращения турбины.
Газогенератор 11 содержит входной компрессор 15, турбину компрессора 16 и входной вал 13, на котором установлены входной компрессор 15 и турбина компрессора 16. Газовая турбина 5 дополнительно содержит электрический двигатель 17 с регулируемой скоростью вращения, который присоединен к входному валу 13 на осевом конце со стороны входного компрессора 15. Электрический двигатель 17 действует в качестве системы стартера для газогенератора 11.
В газогенераторе 11 между входным компрессором 15 и турбиной компрессора 16 предусмотрена камера 18 сгорания. В камере 18 сгорания топливо 19 впрыскивается для сжигания с помощью сжатого воздуха, действуя в качестве горючего, поступающего из входного компрессора 15. После процесса горения горячий газ, содержащий продукты горения выходит из камеры 18 сгорания и поступает в турбину компрессора 16, где газ расширяется. Из выпускного отверстия 16a турбины компрессора 16 расширившийся газ подается во впускное отверстие 12a силовой турбины 12, которая установлена на первом осевом конце 21a выходного вала 21. В силовой турбине 12 газ дополнительно расширяется для того, чтобы вырабатывать механическую мощность на выходном валу, которая передается компрессору 30, установленному на втором осевом конце 21b выходного вала 21. После расширения в силовой турбине 12 газ выпускается в атмосферу через выхлопное отверстие 12b. Газовая турбина 5 дополнительно содержит датчик 40 скорости вращения для контроля скорости вращения выходного вала 21. Значение скорости вращения выходного вала 21, измеренное датчиком 40, принимает контроллер 50, который управляет электрическим двигателем 17, как это лучше объяснено ниже со ссылкой на фиг.1A, 1B и 4-7.
Газовые компрессоры 30 содержат один или несколько роторов 31, которые механически связаны с выходным валом 21 и многочисленными газовыми уплотнениями 35, расположенными между ротором(ами) 31 и выходным валом 21 для предотвращения утечки технологического газа.
На фиг.3 схематично показано газовое уплотнение 35, включающее в себя неподвижное кольцо 41 и вращающееся кольцо 42. Неподвижное кольцо прижимается к вращающемуся кольцу с помощью пружины 45. Вращающаяся пружина 42 изготовлена из твердого материала, например, типа карбида вольфрама или карбида кремния, и она предусмотрена на поверхности 42a, обращенной к неподвижному кольцу 41 с многочисленными канавками 43. Каждая канавка 43 имеет форму логарифмической спирали или другую удобную форму, например, любую форму в двунаправленном исполнении для того, чтобы при вращении вращающегося кольца 42 относительно неподвижного кольца 41 канавки могли бы вырабатывать гидродинамические силу, заставляющую неподвижное кольцо отделяться и создавать газовую подушку между двумя кольцами 41, 42, тем самым предотвращая износ.
На фиг.1A показана блок-схема способа 100 управления газотурбинным узлом 10 во время запуска согласно настоящему изобретению. Способ 100 содержит контроль скорости вращения выходного вала 21 посредством датчика 40. Контроллер 50 принимает от датчика 40 значение скорости вращения выходного вала 21 и управляет электрическим двигателем 17 для выполнения способа 100.
Способ 100 содержит последовательность этапов 110-130, которые выполняются одновременно с этапом контроля скорости вращения выходного вала 21.
Способ 100 содержит первый этап 110, во время которого электрический двигатель 17 начинает вращать входной вал 13. На втором этапе 140 способа 100 скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверять следующее выражение:
0<nOUT<nL, (A)
где nOUT - скорость вращения выходного вала 21, и nL - заданная предельная скорость медленного вращения.
Значение nL зависит от каждой установки и находится, как правило, ниже 400 об/мин для газотурбинного узла мощностью 5-15MВт. Согласно другим примерным вариантам осуществления настоящего изобретения заданная предельная скорость медленного вращения составляет 200-600 об/мин.
Если выражение A выполняется, то способ 100 повторяет несколько раз второй этап 140 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие, например, пока скорость вращения выходного вала 21 не достигнет конечного заданного значения, и способ 100 завершается.
Если выражение A не выполняется после первого заданного допустимого интервала времени T1, то способ 100 содержит третий этап 120 увеличения скорости вращения входного вала 13 для того, чтобы увеличить также скорость вращения выходного вала 21.
В первый заданный допустимый момент времени T1 находится, как правило, между 10 сек и 30 сек.
Более предпочтительно, согласно возможным вариантам осуществления настоящего изобретения первый заданный допустимый момент времени T1 находится между 10 сек и 20 сек.
На следующем четвертом этапе 150 способа 100, скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверить следующее выражение:
nOUT>nL. (B)
Если выражение B выполняется, то способ 100 повторяет несколько раз четвертый этап 150 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие, например, пока не будет завершен запуск, и способ 100 завершается.
Если выражение B не выполняется, то способ 100 содержит пятый этап 130 ожидания в течение второго заданного допустимого момента времени T2 перед дополнительным увеличением скорости вращения входного вала 13.
Второй заданный допустимый момент времени T2 находится, как правило, между 120 сек и 300 сек и совпадает с временем продувки, то есть с временем, которого при скорости вращения выходного вала 21 ниже nL достаточно для 3-5-кратного вытеснения общего внутреннего объема газотурбинного узла 10.
Более предпочтительно, согласно возможным вариантам осуществления настоящего изобретения второй заданный допустимый момент времени T2 находится между 60 сек и 300 сек.
В конце пятого этапа 130 способ 100 завершается.
На фиг.1B показана блок-схема способа 200 управления газотурбинным узлом 10 во время остановки согласно настоящему изобретению.
На фиг.4-7 показаны графики скорости вращения входного вала 13 (сплошная линия) и выходного вала 21 (пунктирная линия) со ссылкой на заданную предельную скорость медленного вращения nL (штрихпунктирная линия).
Способ 200 содержит контроль скорости вращения выходного вала 21 посредством датчика 40. Контроллер 50 принимает от датчика 40 значение скорости вращения выходного вала 21 и управляет электрическим двигателем 17 для выполнения способа 200.
Способ 200 содержит последовательность этапов 205-295, которые выполняются одновременно с этапом контроля скорости вращения выходного вала 21.
Способ 200 содержит первый этап 205 ожидания до тех пор, пока выходной вал 21 не достигнет полной остановки после нормального функционирования. Далее, способ 200 содержит второй этап 210 ожидания в течение заданного времени ожидания Tw. Согласно примерным вариантам осуществления настоящего изобретения заданное время ожидания Tw равняется 2-3 мин, при этом точное значение зависит от размера и характеристик газовой турбины 5 и компрессора 30.
Далее, способ 200 содержит третий этап 215 вращения входного вала 13 с первой нормальной заданной скоростью вращения n1. Первая заданная скорость вращения, как правило, находится в диапазоне 1000-3000 об/мин. Более конкретно, согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения первая заданная скорость вращения, как правило, находится в диапазоне 1000-2000 об/мин, то есть составляет 10-20 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины.
На четвертом этапе 206 способа 200 скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверить выражение A. Если выражение A выполняется (фиг.4), способ 200 повторяет несколько раз четвертый этап 206 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие, и способ 200 завершается. Например, заданным условием, которое должно быть выполнено, могло быть истечение удобного времени, которое гарантирует, что температуры в газотурбинном узле 10 стали ниже опасных значений для перекоса компонентов.
Если выражение A не выполняется в течение третьего заданного допустимого интервала времени T3, то способ 200 содержит пятый этап 218 увеличения скорости вращения входного вала до второй заданной скорости вращения n2, которая больше, чем первая заданная скорость вращения n1. Третий заданный допустимый момент времени T3 находится, как правило, между 10 сек и 20 сек, и вторая заданная скорость вращения n2 находится, как правило, в диапазоне 2000-4000 об/мин, то есть составляет 20-40 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины.
Более предпочтительно, согласно возможным вариантам осуществления настоящего изобретения третий заданный допустимый момент времени T3 находится между 10 сек и 20 сек.
На шестом этапе 207 способа 200 скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверить выражение B.
Если выражение B выполняется (фиг.5), способ 200 повторяет несколько раз шестой этап 207 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие (например, истекло удобное время, которое гарантирует, что температуры в газотурбинном узле 10 стали ниже опасных значений), и способ 100 завершается.
Если выражение B не выполняется, то способ 200 переходит к седьмому этапу 220 остановки входного вала 13, и последующему восьмому этапу 230 проверки того, что выходной вал 21 достиг полной остановки.
Далее, способ 200 содержит девятый этап 240 ожидания в течение времени, равного времени ожидания Tw, и десятый этап 250 вращения входного вала 13 с третьей заданной скоростью вращения n3, которая ниже, чем первая заданная скорость вращения n1.
Третья заданная скорость вращения n3 находится в диапазоне 500-1000 об/мин (то есть составляет 5-10 процентов от номинальной скорости вращения силовой турбины) при этой самой низкой допустимой скорости вращения для газовой турбины 12. Третья заданная скорость вращения n3 должна обеспечить вращение входного вала 13 для того, чтобы предотвратить температурные деформации, в то время как выходной вал 21 должен оставаться неподвижным во избежание износа газового уплотнения 35.
На следующем одиннадцатом этапе 260 способа 200 скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверить выражение A.
Если выражение A не выполняется (фиг.6), то есть выходной вал 21 остается неподвижным, способ 200 повторяет несколько раз одиннадцатый этап 260 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие (например, истекло удобное время, которое гарантирует, что температуры в газотурбинном узле 10 стали ниже опасных значений без какого-либо перекоса компонентов), и способ 200 завершается.
Если выражение A выполняется, что означает, что выходной вал 21 вращается со скоростью вращения ниже предельной скорости медленного вращения nL, способ 200 переходит к двенадцатому этапу 270 остановки входного вала 13, и последующему тринадцатому этапу 280 проверки того, что выходной вал 21 достиг полной остановки.
Далее, способ 200 содержит четырнадцатый этап 282 ожидания в течение времени, равного времени ожидания Tw, и пятнадцатый этап 285 периодического вращения входного вала 13 до четвертой заданной скорости вращения n4, которая ниже, чем третья заданная скорость вращения n3. Четвертая заданная скорость вращения обычно равна 50-100 об/мин, то есть составляет менее 1-го процента от номинальной скорости вращения силовой турбины.
Каждый толчок входного вала 13 при скорости вращения n4 сопровождается остановкой в течение интервального времени Ts, которое находится между 2 и 3 мин.
Пятнадцатый этап 285 должен гарантировать, что перекосы из-за температуры минимизируются путем изменения угла входного вала 13 относительно температурного градиента, в то время как выходной вал 21 остается неподвижным, тем самым предотвращая износ газового уплотнения 35.
На следующем шестнадцатом этапе 290 способа 200 скорость вращения выходного вала 21 непрерывно контролируется для того, чтобы проверить следующее выражение:
nOUT=0. (C)
Если выражение C выполняется (фиг.6), то способ 200 повторяет несколько раз шестнадцатый этап 290 до тех пор, пока не будет соблюдено заданное условие (например, истекло удобное время, которое гарантирует, что температуры в газотурбинном узле 10 стали ниже опасных значений без какого-либо перекоса компонентов), и способ 200 завершается.
Если выражение C не выполняется, что означает, что выходной вал 21 вращается со скоростью вращения ниже предельной скорости медленного вращения nL, способ 200 переходит к семнадцатому этапу 292 остановки входного вала 13 и к окончательному восемнадцатому этапу 295 предотвращения перезапуска газотурбинного узла 10 в течение времени Tr нахождения в состоянии покоя, который находится между 10 мин и 4 ч, то есть, если отсутствует перезапуск в пределах короткого заданного интервала (как правило, 10-15 мин), то предотвращается перезапуск газотурбинного узла 10 в течение более продолжительного периода времени, как правило, порядка 4 ч.
В конце восемнадцатого этапа 295 способ 200 завершается.

Claims (36)

1. Способ (100, 200) управления газотурбинным узлом во время запуска или остановки, причем газотурбинный узел (10) включает в себя двухвальную газовую турбину (5), содержащую входной вал (13) и выходной вал (21), и датчик (40) скорости вращения для измерения скорости вращения выходного вала (21), при этом газотурбинный узел (10) дополнительно содержит ротор (31), установленный на выходном валу (21) и снабженный по меньшей мере газовым уплотнением (35) для предотвращения утечки газа между ротором (31) и газовым уплотнением (35), причем способ (100, 200) включает:
контроль скорости вращения выходного вала (21) и одновременно с этим
управление скоростью вращения входного вала (13) после того, как контролируемая скорость вращения выходного вала (21) станет выше нуля или ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL) в течение заданного допустимого интервала времени (T1, T2, T3).
2. Способ (100) по п.1, при котором этап управления скоростью вращения входного вала (13) дополнительно включает следующую последовательность операций:
начало вращения (110) входного вала,
если после первого заданного допустимого интервала времени (T1) скорость вращения выходного вала остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL), то увеличение (120) скорости вращения входного вала,
если скорость вращения выходного вала остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL), то ожидание (130) в течение второго заданного допустимого момента времени (T2) перед дополнительным увеличением скорости вращения входного вала.
3. Способ (200) по п.1, при котором этап управления скоростью вращения входного вала (13) дополнительно включает следующую последовательность операций:
ожидание (205) до тех пор, пока выходной вал не остановится,
ожидание (210) в течение заданного времени ожидания (Tw),
вращение (215) входного вала с первой заданной скоростью вращения (n1),
если скорость вращения выходного вала остается в течение третьего заданного допустимого интервала времени (T3) выше нуля, но ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL), то увеличение (218) скорости вращения входного вала до второй заданной скорости вращения (n2), которая больше, чем первая заданная скорость (n1),
если скорость вращения выходного вала остается ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL), то остановку (220) входного вала,
ожидание (240) в течение времени, равного времени ожидания (Tw), затем
вращение (250) входного вала с третьей заданной скоростью (n3), которая ниже, чем первая заданная скорость (n1),
если скорость вращения выходного вала больше нуля, то остановку (270) входного вала, затем
ожидание (282) в течение времени, равного времени ожидания (Tw), затем
периодическое вращение (285) входного вала до четвертой заданной скорости вращения (n4), которая ниже, чем третья заданная скорость вращения (n3), и остановку входного вала в течение временного интервала (Ts),
если скорость вращения выходного вала больше нуля, то остановку (292) входного вала, и
предотвращение (295) перезапуска газотурбинного узла (10) в течение времени (Tr) нахождения в состоянии покоя.
4. Способ (100, 200) по п.1, при котором заданная предельная скорость медленного вращения (nL) составляет 200-600 об/мин.
5. Способ (100) по п.2, при котором первый заданный допустимый момент времени (T1) составляет 10-30 сек.
6. Способ (100) по п.2, при котором второй заданный допустимый момент времени (T2) составляет 60-300 сек.
7. Способ (200) по п.3, при котором третий заданный допустимый момент времени (T3) составляет 10-30 сек.
8. Способ (200) по п.3, при котором первая заданная скорость вращения (n1) составляет 10-20% от номинальной скорости вращения силовой турбины.
9. Способ (200) по п.3, при котором вторая заданная скорость (n2) составляет 20-40% от номинальной скорости вращения силовой турбины.
10. Способ (200) по п.3, при котором третья заданная скорость (n3) составляет 5-10% от номинальной скорости вращения силовой турбины.
11. Способ (200) по п.3, при котором время ожидания (Tw) равно 2-3 мин.
12. Способ (200) по п.3, при котором временной интервал (Ts) равен 2-3 мин.
13. Способ (200) по п.3, при котором время (Tr) нахождения в состоянии покоя находится в интервале от 10 мин до 4 ч.
14. Способ (100, 200) по п.1, при котором газотурбинный узел содержит компрессор, включающий в себя ротор и газовое уплотнение.
15. Газотурбинный узел, содержащий:
двухвальную газовую турбину (5), содержащую входной вал (13) и выходной вал (21),
датчик (40) скорости вращения для измерения скорости вращения выходного вала (21), и
ротор (31), установленный на выходном валу (21) и снабженный по меньшей мере газовым уплотнением (35) для предотвращения утечки газа между ротором (31) и газовым уплотнением (35),
при этом скорость вращения выходного вала (21) является контролируемой и скорость вращения входного вала (13) можно уменьшать и увеличивать после того, как контролируемая скорость вращения выходного вала (21) остается выше нуля и ниже заданной предельной скорости медленного вращения (nL) в течение заданного допустимого интервала времени (T1, T2, T3).
RU2016147357A 2014-06-06 2015-05-22 Способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения RU2668299C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14171494.9A EP2952694A1 (en) 2014-06-06 2014-06-06 Method for managing a gas turbine assembly at low speed and corresponding gas turbine assembly
EP14171494.9 2014-06-06
PCT/EP2015/061459 WO2015185384A1 (en) 2014-06-06 2015-05-22 Method for managing a gas turbine assembly at low speed and corresponding gas turbine assembly

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016147357A3 RU2016147357A3 (ru) 2018-07-10
RU2016147357A RU2016147357A (ru) 2018-07-10
RU2668299C2 true RU2668299C2 (ru) 2018-09-28

Family

ID=50932988

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016147357A RU2668299C2 (ru) 2014-06-06 2015-05-22 Способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10443432B2 (ru)
EP (2) EP2952694A1 (ru)
CN (1) CN106460540B (ru)
RU (1) RU2668299C2 (ru)
WO (1) WO2015185384A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10386259B2 (en) * 2016-08-25 2019-08-20 General Electric Company Hazgas system with acoustic wave sensors
US10428682B2 (en) 2017-01-13 2019-10-01 Hamilton Sundstrand Corporation Electric motor arrangements for gas turbine engines
US10781754B2 (en) 2017-12-08 2020-09-22 Pratt & Whitney Canada Corp. System and method for rotor bow mitigation
GB2571992A (en) * 2018-03-16 2019-09-18 Rolls Royce Plc Gas turbine engine and method of maintaining a gas turbine engine
US20220397117A1 (en) * 2021-06-14 2022-12-15 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for operating a compression system
CN113374538B (zh) * 2021-07-12 2022-03-25 杭州杭氧膨胀机有限公司 一种氢气膨胀发电机的操作方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1985003550A1 (en) * 1984-02-07 1985-08-15 International Power Technology, Inc. Steam-injected free-turbine-type gas turbine
JP2938856B1 (ja) * 1998-05-13 1999-08-25 川崎重工業株式会社 ガスタービンのシール機構
RU2371595C1 (ru) * 2008-02-06 2009-10-27 Олег Васильевич Черемушкин Устройство для управления и регулирования турбореактивного двигателя
RU2407902C2 (ru) * 2005-10-21 2010-12-27 Испано-Сюиза Устройство привода вспомогательных механизмов газотурбинного двигателя
RU2407903C2 (ru) * 2005-10-21 2010-12-27 Испано-Сюиза Устройство для отбора механической мощности между валами высокого давления и низкого давления двухвального газотурбинного двигателя

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4195231A (en) * 1974-08-08 1980-03-25 Westinghouse Electric Corp. Combined cycle electric power plant having an improved digital/analog hybrid gas turbine control system
US5141389A (en) * 1990-03-20 1992-08-25 Nova Corporation Of Alberta Control system for regulating the axial loading of a rotor of a fluid machine
US6854274B2 (en) * 2002-09-17 2005-02-15 General Electric Company System and method for efficient load following control logic for a turbogenerator operating in stand-alone mode
JP6126596B2 (ja) * 2011-08-03 2017-05-10 ジョン クレーン インコーポレーテッド シールガス監視及び制御システム
ITCO20110036A1 (it) * 2011-09-07 2013-03-08 Nuovo Pignone Spa Guarnizione per una macchina rotante

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1985003550A1 (en) * 1984-02-07 1985-08-15 International Power Technology, Inc. Steam-injected free-turbine-type gas turbine
JP2938856B1 (ja) * 1998-05-13 1999-08-25 川崎重工業株式会社 ガスタービンのシール機構
RU2407902C2 (ru) * 2005-10-21 2010-12-27 Испано-Сюиза Устройство привода вспомогательных механизмов газотурбинного двигателя
RU2407903C2 (ru) * 2005-10-21 2010-12-27 Испано-Сюиза Устройство для отбора механической мощности между валами высокого давления и низкого давления двухвального газотурбинного двигателя
RU2371595C1 (ru) * 2008-02-06 2009-10-27 Олег Васильевич Черемушкин Устройство для управления и регулирования турбореактивного двигателя

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016147357A3 (ru) 2018-07-10
EP3152409A1 (en) 2017-04-12
RU2016147357A (ru) 2018-07-10
CN106460540A (zh) 2017-02-22
CN106460540B (zh) 2018-05-11
US10443432B2 (en) 2019-10-15
US20170122125A1 (en) 2017-05-04
EP2952694A1 (en) 2015-12-09
WO2015185384A1 (en) 2015-12-10
EP3152409B1 (en) 2018-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668299C2 (ru) Способ управления газотурбинным узлом при низкой скорости вращения
CA2794802C (en) Gas turbine engine lockout reduction
US10436064B2 (en) Bowed rotor start response damping system
US10066500B2 (en) System and method for spinning up a rotary element of a mechanical device, particularly a turbomachine
CN101886574B (zh) 热负荷下具有改进的运行间隙的定子外壳
EP2006496A1 (en) Gas turbine engine start up method
JP2016148323A (ja) ガスタービンエンジンの始動方法
CN109931166B (zh) 用于减缓燃气涡轮发动机的弯曲转子操作的方法和***
EP2208862B1 (en) Compressor clearance control system and method for providing clearance control
JP5815972B2 (ja) パワープラント機械の過速度保護システムの試験を行うときを決定する方法
US10823085B2 (en) High temperature disk conditioning system
EP3719265B1 (en) Rotating carbon piston ring seal
RU2592954C2 (ru) Способ устранения вращающегося срыва в газотурбинном двигателе
JP5883568B2 (ja) 発電プラントの過速度保護システムを試験する方法及びシステム
US10316752B2 (en) Gas turbine cool-down phase operation methods for controlling turbine clearance by adjusting air flow rate
EP1390611A1 (en) Method of operating a gas turbine
CN106907245B (zh) 燃料供应***及控制燃气涡轮发动机中的超速事件的方法
TWI695117B (zh) 廠房控制裝置、廠房控制方法及發電廠
CN115726887A (zh) 燃气涡轮发动机以及消除其热弯曲的***、方法
US11821371B1 (en) Bowed-rotor mitigation system for a gas turbine
JP2024014757A (ja) 停止用ロータ冷却システム
KR20200042286A (ko) 터보기기

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20220114