Способ и система для информирования о характеристиках работы газовой турбины в реальном времени Российский патент 2017 года по МПК G01M15/14 

Область техники

Настоящее изобретение относится, в общем, к эксплуатации, контролю и диагностике механоэлектрического оборудования, а именно, к системам и способам автоматического информирования операторов об аномальном поведении оборудования.

Предпосылки создания изобретения

Документ "GULEN S. С. ЕТ AL: "REAL-TIME ON-LINE PERFORMANCE DIAGNOSTICS OF HEAVY-DUTY INDUSTRIAL GAS TURBINES" JOURNAL OF ENGINEERING FOR GAS TURBINES AND POWER, ASME, NEW YORK, NY, US vol. 124. 1 October 2002", c. 910-921, раскрывает, что различие между ожидаемой и измеренной мощностью достигает значительных величин вследствие деградации газовой турбины.

Повышение эффективности газовых турбин и оптимизация их рабочих характеристик являются наиболее приоритетными задачами производителей нефтегазового оборудования и организаций, осуществляющих его эксплуатацию. Все газовые турбины требуют планового технического обслуживания с различными интервалами, например, от около 6000 часов до около двух лет. Необходимость технического обслуживания связана с ухудшением рабочих характеристик, которое может быть вызвано множеством факторов, таких как факторы, связанные с осевым компрессором и компонентами тракта горячего газа. Ухудшение характеристик, связанное с осевым компрессором, может происходить по причине загрязнения или коррозии лопаток и падения давления во впускном фильтре из-за его засорения. Инородные частицы, проходящие через впускные фильтры, могут накапливаться на лопатках компрессора. Это приводит к падению КПД осевого компрессора и степени сжатия, что, в свою очередь, дает ухудшение выходных характеристик, например, снижение выходной мощности и теплового КПД. Снижение выходного КПД может достигать 5% за месяц эксплуатации. За исключением коррозии и усталости лопаток большинство проблем, связанных с осевым компрессором, может быть нейтрализовано с помощью регулярного технического обслуживания. Для восстановления рабочего состояния оборудования используется периодическая водная промывка, как во время функционирования, так и с отключением. Аналогично, ухудшение характеристик из-за засорения впускного фильтра нейтрализуется заменой фильтра. Следовательно, непрерывный контроль состояния оборудования, позволяющий обнаруживать ранние признаки износа, обеспечивает сокращение периодов простоя оборудования. Непрерывный контроль позволяет также оптимизировать рабочие характеристики оборудования за счет подстройки некоторых параметров технологического процесса, условий окружающей среды или графиков технического обслуживания.

В традиционных системах контроля рабочих характеристик оборудования для вычисления количественных показателей этих характеристик используются обобщенные формулы и термодинамические уравнения. В рассмотрение не берутся конструкция и алгоритмы управления конкретных наблюдаемых газовых турбин. Вычисляемые характеристики, следовательно, являются только теоретическими и не соответствуют реальным контролируемым установкам. Используется множество допущений, которые приводят к значительным погрешностям. Следовательно, такие системы не позволяют обнаруживать ранние признаки износа. Например, изменение КПД компрессора всего на 1-2% может указывать на необходимость водной промывки. Для учета различных алгоритмов управления не используются соответствующие поправочные коэффициенты. Кроме того, используемые правила оценки выходных характеристик действительны только для работы с полной нагрузкой. Однако хорошо известно, что оборудование зачастую эксплуатируется в условиях работы с частичной нагрузкой. Соответственно, эти правила в общем случае не применимы для всех диапазонов нагрузки. Также не обеспечивается сопоставление выходных и входных параметров. Контроль всех компонентов осуществляется независимо. Следовательно, затруднен поиск и устранение неисправностей. Еще одним значительным недостатком существующих систем контроля является зависимость применяемых в них правил от данных, полученных от датчиков, которые могут отсутствовать или быть неисправными, что означает наличие правил, которые являются неточными или неактуальными.

Сущность изобретения

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения реализуемый на компьютере способ контроля и диагностики аномалий в выходных характеристиках газовой турбины реализуют с использованием компьютерного устройства, связанного с пользовательским интерфейсом и запоминающим устройством, при этом способ включает хранение множества наборов правил в упомянутом запоминающем устройстве, при этом упомянутые наборы правил связаны с выходными характеристиками газовой турбины, при этом упомянутые наборы правил включают по меньшей мере одно правило, выраженное как выражение, связывающее выходные данные реального времени с входными данными реального времени, и упомянутое выражение относится по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной. Способ включает также прием входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени из системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом упомянутые входные данные относятся к параметрам, влияющим по меньшей мере на одно из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной; периодическое определение текущих значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной; сравнение упомянутых определенных исходных значений с соответствующими текущими значениями; определение ухудшения с течением времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной на основе упомянутого сравнения и рекомендацию оператору газовой турбины набора корректирующих воздействий для корректировки этого ухудшения.

В еще одном из вариантов осуществления настоящего изобретения система контроля и диагностики газовой турбины для газовой турбины, которая включает осевой компрессор и связанную с ним по потоку турбину низкого давления, включает набор правил для характеристик газовой турбины, при этом упомянутый набор правил включает относительные выражения для выходных данных реального времени, относящиеся по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной.

В еще одном из вариантов осуществления настоящего изобретения машиночитаемый носитель для хранения данных имеет материализованные на нем машиночитаемые инструкции, при этом при исполнении по меньшей мере одним процессором упомянутые машиночитаемые инструкции обеспечивают сохранение упомянутым процессором множества наборов правил в запоминающем устройстве, при этом упомянутые наборы правил относятся к выходным характеристикам газовой турбины, при этом упомянутые наборы правил включают по меньшей мере одно правило, выраженное как выражение, связывающее выходные данные реального времени с входными данными реального времени, при этом упомянутое выражение относится по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной. Упомянутые машиночитаемые инструкции обеспечивают также прием процессором входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени из системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом упомянутые входные данные относятся к параметрам, влияющим по меньшей мере на одно из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, периодическое определение текущих значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, сравнение упомянутых определенных исходных значений с соответствующими текущими значениями, определение ухудшения во времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, на основе упомянутого сравнения, и рекомендацию оператору газовой турбины набора корректирующих действий для корректировки этого ухудшения.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1-8 проиллюстрированы варианты осуществления способа и системы, описанных в настоящем документе.

Фиг. 1 представляет собой эскизную блок-схему системы удаленного контроля и диагностики в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 2 представляет собой блок-схему примера осуществления сетевой архитектуры локальной системы контроля и диагностики промышленного объекта, например, распределенной системы управления (distributed control system, DCS);

Фиг. 3 представляет собой блок-схему примера набора правил, который может быть использован совместно с системой LMDS, показанной на фиг. 1;

Фиг. 4 представляет собой блок-схему алгоритма способа определения КПД осевого компрессора и определения ухудшения характеристик во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 5 представляет собой блок-схему алгоритма способа определения расхода рабочего тела через осевой компрессор и определения снижения расхода рабочего тела во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 6 представляет собой блок-схему алгоритма способа определения выходной мощности и снижения выходной мощности во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 7 представляет собой блок-схему алгоритма способа определения выходной мощности и снижения выходной мощности во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения; и

Фиг. 8 представляет собой блок-схему алгоритма способа применения набора правил с целью определения потребления топлива газовой турбиной в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения.

Некоторые элементы в различных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть показаны на одних чертежах и не показаны на других, однако нужно понимать, что это сделано исключительно для удобства. Любой элемент на любом чертеже может упоминаться и/или входить в пункт формулы изобретения вместе с любым элементом любого другого чертежа.

Подробное описание изобретения

В приведенном ниже подробном описании настоящего изобретения варианты его осуществления рассмотрены исключительно в качестве примеров, а не для ограничения изобретения. Предполагается, что настоящее изобретение применимо в общем при реализации аналитических и методических аспектов эксплуатации контрольно-диагностического оборудования в промышленных, коммерческих и бытовых применениях.

Нейтрализация ухудшения выходных характеристик газовых турбин является задачей, постоянно стоящей перед пользователями механического оборудования. Однако зачастую ухудшение выходных характеристик является результатом ухудшения входных параметров. Описанные в настоящем документе способы позволяют определить корневую причину ухудшения параметров. Эти способы применяются для контроля оборудования в целом в реальном времени и для контроля межкомпонентных связей оборудования. Затем, на основе входных и выходных условий, могут быть построены маршрутные карты поиска и устранения неисправностей.

Для реализации этих способов и для повышения точности оценок, с учетом параметров конструкции конкретных наблюдаемых газовых турбин, используется программное обеспечение для термодинамического моделирования в реальном времени, соответственно, такие оценки не являются обобщенными для любых газовых турбин. Следовательно, полученные результаты в большей степени соответствуют реальным значениям выходных характеристик. Кроме того, в программных алгоритмах термодинамического моделирования используются эмпирические и статистические корреляции для оценки неизвестных параметров или поправочных коэффициентов. Например, при вычислении КПД осевого компрессора, вопреки общепринятой практике, не принимается допущение о независимом от температуры показателе адиабаты. Вместо этого выполняется эмпирическая корреляция для определения температуры, при которой выполнена оценка показателя адиабаты. Делается также поправка на раскрытие впускного направляющего аппарата и на параметры изменения частоты вращения. Используются правила, подходящие для каждой зоны управления, при управлении оборудованием на основе частоты вращения или на основе раскрытия впускного направляющего аппарата (inlet guide vane, IGV), при повышении или сбросе нагрузки.

В алгоритме оценки ухудшения характеристик учитывается исходное состояние оборудования при первоначальном развертывании системы контроля, причем это исходное состояние используется в качестве опорного, вместо использования теоретических расчетных значений, которые могут и не соответствовать наблюдаемому оборудованию. В дополнение, в способах настоящего изобретения применяются правила и алгоритмы, работающие для всех условий нагрузки, а не только для условий полной нагрузки. Однако ухудшение выходных характеристик может быть оценено только в условиях полной нагрузки, поскольку входная мощность изменяется в соответствии с требованиями приводного оборудования, и контролировать данное значение при частичной нагрузке не имеет смысла, так как падение или повышение мощности может отражать изменение требований нагрузки, а не ухудшение характеристик. С другой стороны, правило оценки потребления топлива может быть применимо как в условиях полной нагрузки, так и в условиях частичной нагрузки. Правила позволяют контролировать правильность входных данных и гарантировать, что соответствующие датчики функционируют корректно. При этом для проверки корректности измеренного значения может использоваться вычисленный объемный расход топлива, а для определения исправности измерителя крутящего момента используется выходная мощность, вычисленная с использованием теплового баланса, а также статистическая корреляция между выходной мощностью и определенными входными параметрами.

Контроль рабочих характеристик необходим для повышения мощности, снижения расходов на топливо и прогнозирования загрязнения в оборудовании. Осевой компрессор является основной причиной ухудшения множества рабочих характеристик газовой турбины. Представленные ниже варианты осуществления настоящего изобретения позволяют выполнять контроль политропического КПД осевого компрессора и потокового КПД и обеспечивать информирование об ухудшении рабочих характеристик относительно исходных опорных условий. При вычислениях КПД для оценки показателя адиабаты используются эмпирические корреляции. Также при этом вводятся поправки для учета частоты вращения газового генератора, температуры окружающей среды, а также раскрытия впускного направляющего аппарата. В вычисления расхода также вносятся поправки на условия ISO и условия работы с полной частотой вращения. Такая методология позволяет получать более точные результаты и обнаруживать ухудшение характеристик на ранней стадии. Также данная методология позволяет контролировать выходные характеристики, в основном, выходную мощность и удельный расход тепла. Обе эти величины вычисляются для условий работы на полную нагрузку, и затем вводятся поправки для условий ISO. Ухудшение характеристик определяют относительно исходных опорных условий. Кроме того, данная методология позволяет использовать правило оценки потребления топлива, которое применимо в том числе и для условий работы с частичной нагрузкой. Потребление топлива непосредственно связано с выходной мощностью, и следовательно, дает возможность выполнять контроль выходных характеристик даже в условиях работы с частичной нагрузкой.

Модуль основанного на правилах контроля рабочих характеристик осевого компрессора, являющийся частью системы контроля рабочих характеристик газовой турбины в реальном времени, включает:

1. КПД осевого компрессора и расход рабочего тела в осевом компрессоре, которые являются двумя важнейшими параметрами для оценки работы осевого компрессора в газовой турбине и могут быть использованы в качестве индикаторов ухудшения рабочих характеристик. Политропический КПД, который также называется КПД «бесконечно малой ступени», представляет собой адиабатический КПД «элементарной» ступени компрессора. При вычислении этого КПД вычисляют показатель адиабаты с использованием эмпирической корреляции, позволяющей учесть температурную зависимость. Затем в вычисленный КПД вводят поправку на действительное значение частоты вращения осевого компрессора и раскрытия впускного направляющего аппарата. Поправочные коэффициенты получают с использованием программного обеспечения для термодинамического моделирования. Выполняют контроль снижения этого КПД относительно исходного КПД, вычисленного при первоначальном развертывании системы контроля. Контроль его значения во времени позволяет оценивать необходимость водной промывки или наличие загрязнения компрессора. Расход рабочего тела пропорционален давлению нагнетания и зависит от температуры и давления окружающей среды. После поправки условий окружающей среды до условий ISO, в КПД потока также вводят поправку, исходя из действительного значения частоты вращения и раскрытия впускного направляющего аппарата.

2. Выходная мощность и удельный расход тепла. Выходная мощность либо считывается с измерителя крутящего момента, либо, если он недоступен, для ее оценки используется энергетический баланс. Выполняется поправка на условия окружающей среды, а также на потери давления на впуске и выпуске. Эти поправочные коэффициенты получают с помощью термодинамического моделирования. Контроль ухудшения характеристик, мощности или удельного расхода тепла с поправкой выполняют в условиях работы с номинальной нагрузкой. Коэффициенты ухудшения характеристик вычисляют относительно исходных условий, аналогично определению КПД осевого компрессора.

3. Потребление топлива: в то время как правила оценки выходных характеристик действительны только для работы в условиях номинальной нагрузки, данное правило может применяться как для условий работы с номинальной нагрузкой, так и в условиях работы с частичной нагрузкой. Потребление топлива равно произведению объемного расхода топлива на нижнюю теплотворную способность топлива. Потребление топлива линейно зависит от нагрузки в условиях ISO. Измеряют объемный расход топлива и вводят поправку в объемный расход топлива и мощность, приводя их к условиям ISO, и затем результаты сравнивают с расчетным потреблением топлива в условиях ISO. В данном случае отклонение является параметром ухудшения характеристик, который можно контролировать с течением времени. Если надежное измерение объемного расхода топлива недоступно, объемный расход топлива вычисляют с использованием состояния дросселирования газорегулирующего клапана.

Фиг. 1 представляет собой эскизную блок-схему системы 100 удаленного контроля и диагностики в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения. В данном примере осуществления настоящего изобретения система 100 включает в себя центр 102 удаленного контроля и диагностики. Центр 102 удаленного контроля и диагностики эксплуатируется некоторой организацией, например, изготовителем (OEM) комплектного оборудования, приобретенного и эксплуатируемого другой коммерческой организацией, например, эксплуатирующей организацией. В данном примере организация-изготовитель (OEM) и эксплуатирующая организация имеют соглашение о сервисном обслуживании, в соответствии с которым изготовитель предоставляет эксплуатирующей организации сервисные услуги, связанные с приобретенным оборудованием. Эксплуатирующая организация может владеть и эксплуатировать приобретенное оборудование на одной площадке или на нескольких площадках. При этом изготовитель (OEM) может иметь соглашения о сервисном обслуживании с множеством эксплуатирующих организаций, каждая из которых осуществляет эксплуатацию оборудования на собственной площадке или нескольких площадках. На этих площадках может быть установлено идентичное индивидуальное оборудование или множество идентичных наборов оборудования, например, парки оборудования. При этом по меньшей мере часть оборудования может быть уникальным для площадки или уникальным среди всех площадок.

В данном примере осуществления настоящего изобретения первая площадка 104 включает один или более анализаторов 106 технологического процесса, систем 108 контроля оборудования, локальных центров 110 управления оборудованием и/или панелей 112 контроля и сигнализации, все которые сконфигурированы для интерфейсного взаимодействия с соответствующими датчиками оборудования и управляющим оборудованием с целью обеспечения управления соответствующим оборудованием и поддержания его работы. Один или более анализаторов 106 технологического процесса, систем 108 контроля оборудования, локальных центров 110 управления оборудованием и/или панелей 112 контроля и сигнализации соединены, с возможностью связи, с интеллектуальной системой 114 контроля и диагностики при помощи сети 116. Интеллектуальная система 114 контроля и диагностики (intelligent monitoring and diagnostic, IMAD) сконфигурирована также для связи с другими локальными системами площадки (не показаны на фиг. 1) и удаленными системами, например, без ограничения перечисленным, центром 102 удаленного контроля и диагностики. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения система 114 IMAD сконфигурирована для связи с центром 102 удаленного контроля и диагностики с использованием, например, выделенной сети 118, линии 120 беспроводной связи или сети 122 Интернет.

Все другие площадки из множества площадок, например, вторая площадка 124 или n-ая площадка 126, могут быть практически аналогичными первой площадке 104, хотя не обязательно должны быть строго идентичными ей.

Фиг. 2 представляет собой блок-схему примера осуществления сетевой архитектуры 200 локальной системы контроля и диагностики промышленного объекта, например, распределенной системы управления (DCS). Промышленный объект может включать в себя множество единиц оборудования объекта, например, газовые турбины, центробежные компрессоры, коробки передач, генераторы, насосы, двигатели, вентиляторы и датчики контроля технологического процесса, которые гидравлически связаны между собой соединительными трубопроводами, и связаны сигналами с DCS-системой 201 при помощи одного или более удаленных модулей ввода-вывода (input/output, I/O) и соединительных кабелей, и/или беспроводной связи. В данном примере осуществления настоящего изобретения промышленный объект включает в себя систему 201 DCS, которая имеет в своем составе сетевую магистраль 203. Сетевая магистраль 203 может представлять собой проводный канал передачи данных, изготовленный на основе кабеля с витой парой, экранированного коаксиального кабеля или волоконно-оптического кабеля, или может быть, по меньшей мере частично, беспроводной. Система 201 DCS может также иметь в своем составе процессор 205, который соединен, с возможностью связи, с оборудованием объекта, расположенным на площадке промышленного объекта или в удаленных местоположениях, при помощи сетевой магистрали 203. Нужно понимать, что с сетевой магистралью 203 может быть функционально связано любое количество устройств. Часть оборудования может подключаться к сетевой магистрали 203 при помощи проводных соединений, при этом другая часть оборудования может подключаться к сетевой магистрали 203 беспроводным способом, при помощи беспроводной базовой станции 207, соединенной, с возможностью связи, с системой 201 DCS. Беспроводная базовая станция 207 может использоваться для расширения эффективной дальности связи системы 201 DCS, например, с оборудованием или датчиками, расположенными удаленно относительно промышленного объекта, но тем не менее связанными с одной или более системами внутри этого промышленного объекта.

Система 201 DCS может быть сконфигурирована для приема и отображения рабочих параметров, связанных с множеством единиц оборудования, и для формирования сигналов автоматического управления, а также для приема входных данных ручного управления с целью управления работой оборудования промышленного объекта. В данном примере осуществления настоящего изобретения система 201 DCS может включать в себя сегмент программного кода, сконфигурированный для управления процессором 205 с целью анализа данных, принятых в системе 201 DCS, что позволяет выполнять контроль и диагностику устройств промышленного объекта в реальном времени. Может осуществляться сбор данных с каждого устройства, включая газовые турбины, центробежные компрессоры, насосы и двигатели, соответствующие датчики процесса, а также локальные датчики условий окружающей среды, включая, например, датчики вибрации, сейсмодатчики, температурные датчики, датчики давления, тока, напряжения, температуры окружающей среды и влажности окружающей среды. Может осуществляться предварительная обработка этих данных локальным диагностическим модулем или удаленным модулем ввода-вывода, или же эти данные могут передаваться в систему 201 DCS в необработанном виде.

Локальная система 213 контроля и диагностики (local monitoring and diagnostic system, LMDS) может представлять собой независимое вспомогательное аппаратное устройство, например, персональный компьютер (ПК), взаимодействующий с системой 201 DCS или другой системой 209 управления, а также с источниками данных, по сетевой магистрали 203. Система 213 LMDS может быть реализована в виде сегмента программного кода, исполняемого в системе 201 DCS и/или в одной или более других системах 209 управления. Соответственно, система 213 LMDS может функционировать распределенным образом, например, так, чтобы упомянутый сегмент программного кода исполнялся на нескольких процессорах одновременно. Собственно, система 213 LMDS может быть полностью интегрированной в работу системы 201 DCS или других систем 209 управления. В системе 213 LMDS выполняется анализ данных, принятых в системе 201 DCS, в источниках данных и в других системах 209 управления, с целью определения функциональной исправности устройств и/или технологического процесса, в котором применяются эти устройства, с использованием единого представления промышленного объекта.

В данном примере осуществления настоящего изобретения сетевая архитектура 100 включает в себя серверный компьютер 202 и одну или более клиентских систем 203. Серверный компьютер 202, в свою очередь, включает в себя сервер 206 баз данных, сервер 208 приложений, веб-сервер 210, факс-сервер 212, сервер 214 каталогов и почтовый сервер 216. Каждый из серверов 206, 208, 210, 212, 214 и 216 может быть реализован в виде программного обеспечения, исполняемого на серверном компьютере 202, или же любая из комбинаций серверов 206, 208, 210, 212, 214 и 216 может быть реализована, по отдельности или в некоторых комбинациях, на нескольких независимых серверных компьютерах, объединенный локальной вычислительной сетью (local area network, LAN) (не показана на чертеже). К серверному компьютеру 202 подключен блок 220 хранения данных. Кроме того, к сетевой магистрали 203 подключена рабочая станция 222, например, рабочая станция системного администратора, и/или рабочая станция диспетчера. Альтернативно, рабочие станции 222 подключены к сетевой магистрали 203 с использованием Интернет-соединения 226 или подключены при помощи беспроводного соединения, например, через беспроводную базовую станцию 207.

Каждая из рабочих станций 222 может представлять собой персональный компьютер с веб-браузером. Функции, реализуемые в рабочих станциях, в общем случае проиллюстрированы как исполняемые в соответствующих рабочих станциях 222, однако эти функции могут также выполняться в одном из множества персональных компьютеров, подключенных к сетевой магистрали 203. Рабочие станции 222 описаны как связанные с примерами независимых функций исключительно для упрощения понимания различных типов функций, которые могут выполняться лицами, имеющими доступ к сетевой магистрали 203.

Серверный компьютер 202 сконфигурирован для осуществления связи с различными лицами, включая персонал 228, а также со сторонними лицами, например, поставщиками 230 сервисных услуг. Связь в данном примере осуществления настоящего изобретения проиллюстрирована как осуществляемая с использованием сети Интернет, однако в других вариантах осуществления настоящего изобретения может использоваться связь по любой другой глобальной вычислительной сети (wide area network, WAN), т.е. системы и процедуры не ограничены практическим применением только с использованием сети Интернет.

В данном примере осуществления настоящего изобретения любое уполномоченное лицо, имеющее рабочую станцию 232, может получить доступ к системе 213 LMDS. По меньшей мере одна из клиентских систем может включать в себя административную рабочую станцию 234, расположенную удаленно относительно промышленного объекта. Рабочие станции 222 могут быть реализованы на персональных компьютерах, имеющих веб-браузеры. При этом рабочие станции 222 сконфигурированы также для связи с серверным компьютером 202. При этом факс-сервер 212 осуществляет связь с расположенными удаленно клиентскими системами, включая клиентскую систему 236, с использованием телефонной линии (не показана на чертеже). Факс-сервер 212 сконфигурирован также для связи с другими клиентскими системами 228, 230 и 234.

В сервере 202 могут храниться инструменты компьютерного моделирования и анализа из состава системы 213 LMDS, в соответствии с последующим более подробным описанием, при этом доступ к ним может быть получен запрашивающим лицом из любой из клиентских систем 204. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения клиентские системы 204 представляют собой компьютеры с веб-браузерами, соответственно, доступ к серверному компьютеру 202 из клиентских систем 204 осуществляется с использованием сети Интернет. Клиентские системы 204 связаны с сетью Интернет при помощи множества интерфейсов, включая сетевые интерфейсы, например, локальную вычислительную сеть (LAN) или глобальную вычислительную сеть (WAN), соединения по телефонной линии, кабельные модемы и специальные высокоскоростные ISDN-линии. Клиентские системы 204 могут представлять собой любые устройства, способные подключаться к сети Интернет, включая телефон на базе Интернет-технологий, карманный персональный компьютер (КПК) или другое оборудование связи на базе Интернет-технологий. Сервер 206 базы данных имеет соединение с базой 240 данных, в которой хранится информация о промышленном объекте 10, в соответствии с последующим более подробным описанием. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения централизованная база 240 данных хранится на серверном компьютере 202, при этом доступ к ней предоставляется потенциальным пользователям одной из клиентских систем 204 путем предоставления ими идентификационных данных («входа в систему») в серверный компьютер 202 при помощи одной из клиентских систем 204. В одном из альтернативных вариантов осуществления настоящего изобретения база 240 данных хранится удаленно относительно серверного компьютера 202 и может быть децентрализованной.

Данные, доступ к которым может быть получен из серверного компьютера 202 и/или из клиентской системы 204, могут также предоставляться из систем других промышленных объектов по независимым соединениям с сетевой магистралью 204. Сервер 242 интерактивного электронного технического руководства запрашивает данные устройств, связанные с конфигурацией каждого из устройств. Такие данные могут включать функциональные возможности, например, кривые нагнетания, номинальную мощность двигателя, класс изоляции и типоразмер, конструктивные параметры, например, размеры, количество стержней ротора или лопаток крыльчатки, а также данные за прошлые периоды времени по техническому обслуживанию оборудования, например, информацию о внесении изменений в конфигурацию оборудования, текущие показания юстировки и показания после последней регулировки, а также информацию о проведенных на оборудовании ремонтных работах, после которых оборудование не было возвращено в исходное номинальное состояние.

Портативное устройство 244 контроля вибрации может периодически подключаться к LAN, непосредственно или при помощи компьютерного входного порта, например, портов рабочей станции 222 или клиентских систем 204. Как правило, данные по вибрации собирают в соответствии с технологическим маршрутом, по заранее заданному списку устройств на периодической основе, например, ежемесячно или с другой периодичностью. Данные по вибрации могут также собираться одновременно с операциями по поиску и устранению неисправностей, техническому обслуживанию или вводу оборудования в эксплуатацию. Также данные по вибрации могут собираться непрерывно, в реальном времени или практически в реальном времени. На основе этих данных может быть сформирован базовый опорный уровень для алгоритмов системы 213 LMDS. Аналогично, могут собираться данные технологического процесса на основе определенного маршрута или во время операций по поиску и устранению неисправностей, техническому обслуживанию или вводу оборудования в эксплуатацию. Также некоторые данные технологического процесса могут собираться непрерывно, в реальном времени или практически в реальном времени. Часть параметров технологического процесса может не измеряться постоянно, при этом портативное устройство 245 сбора данных может применяться для сбора данных по параметрам процесса, которые могут загружаться в систему 201 DCS при помощи рабочей стации 222 с целью обеспечения их доступности с системе 213 LMDS. Другие данные по параметрам технологического процесса, например, данные анализатора состава рабочего тела или анализатора выброса загрязнений, могут предоставляться в систему 201 DCS при помощи множества устройств 246 контроля в реальном времени.

Контроль электроэнергии, подаваемой в различные устройства или вырабатываемой генераторами промышленного объекта, может осуществляться с помощью реле 248 защиты двигателя, связанного с каждым из устройств. Как правило, такие реле 248 располагаются удаленно относительно контролируемого оборудования в центре управления двигателями (motor control center, МСС) или в распределительной аппаратуре 250, обеспечивающей питание оборудования. В дополнение к защитным реле 248, распределительная аппаратура 250 может также включать систему контроля и сбора данных (supervisory control and data acquisition system, SCADA), которая предоставляет в систему 213 LMDS данные по оборудованию систем электропитания или доставки электроэнергии (не показано), расположенному на промышленном объекте, например, в электрораспределительной подстанции, или данные по удаленно расположенным силовым выключателям и по параметрам линии.

Фиг. 3 представляет собой блок-схему примера набора 280 правил, который может быть использован совместно с системой 213 LMDS (показанной на фиг. 1). Набор 280 правил может представлять собой комбинацию из одного или более созданных пользователем правил и последовательности свойств, которые определяют поведение и состояние этих пользовательских правил. Правила и свойства могут быть связаны и храниться в формате XML-строки, которая при сохранении в файл может шифроваться на основе 25-значного алфавитно-цифрового ключа. Набор 280 правил представляет собой модульную ячейку знаний, которая включает один или более входов 282 и один или более выходов 284. Входы 282 могут представлять собой программные порты, которые направляют данные из различных местоположений в системе 213 LMDS в набор 280 правил. Например, входные данные от внешнего датчика вибрации насоса могут передаваться в аппаратное входное терминальное устройство в системе 201 DCS. В системе 201 DCS сигнал на этом терминальном устройстве при приеме может дискретизироваться. Затем сигнал может быть обработан и сохранен по некоторому адресу в памяти, доступной из системы 201 DCS и/или являющейся частью системы. Первый вход 286 набора 280 правил может быть поставлен в соответствие этому адресу в памяти, поэтому содержимое по данному адресу в памяти будет доступно для этого набора 280 правил в качестве входных данных. Аналогично, выход 288 может быть поставлен в соответствие другому адресу в памяти, доступной из системы 201 DCS или в другой памяти, например так, чтобы по этому адресу в памяти располагался выход 288 набора 280 правил.

В данном примере осуществления настоящего изобретения набор 280 правил включает одно или более правил, относящихся к контролю и диагностике конкретных проблем, связанных с оборудованием, функционирующим на промышленном объекте, например, объекте обратной закачки газа, объекте производства сжиженного природного газа (liquid natural gas, LNG), электростанции, нефтеперерабатывающем предприятии или объекте химической переработки. Набор 280 правил описан на примере использования на промышленном объекте, но, несмотря на это, набор 280 правил может быть соответствующим образом построен и содержать знания, которые могут применяться для принятия решений в любой другой области. Например, набор 280 правил может содержать знания, относящиеся к экономическому поведению, финансовой деятельности, погодным явлениям или проектировочной деятельности. Набор 280 правил может в таком случае использоваться для поиска решений проблем в этих соответствующих областях. Набор 280 правил включает значения из одного или множества источников, т.е знания могут передаваться в любую систему, в которой этот набор 280 правил будет применяться. Знания хранятся в форме правил, которые связывают выходы 284 со входами 282, таким образом, описание входов 282 и выходов 284 позволяет применять набор 280 правил в системе 213 LMDS. Набор 280 правил может включать только те правила, которые относятся к конкретному оборудованию промышленного объекта, и могут быть направлены на решение только одной возможной проблемы, связанной с этим конкретным оборудованием промышленного объекта. Например, набор 280 правил может включать только те правила, которые применимы для двигателя или для комбинации двигатель-насос. Набор 280 правил может включать правила, которые позволяют определить исправность комбинации двигатель-насос с использованием данных по вибрации. Набор 280 правил может также включать правила, которые позволяют определить исправность комбинации двигатель-насос с использованием комплекта диагностических инструментов, включающих, помимо методов анализа вибрации, например, инструменты вычисления показателей эффективности и/или инструменты вычисления финансовых показателей для комбинации двигатель-насос.

При эксплуатации системы набор 280 правил создают в программном средстве разработки, которое запрашивает у пользователя информацию о связи между входами 282 и выходами 284. На входы 282 могут приниматься данные, представляющие собой, например, цифровые сигналы, аналоговые сигналы, колебательные сигналы, обработанные сигналы, вводимые вручную параметры и/или конфигурационные параметры, а также выходные данные из других наборов правил. Правила в наборе 280 правил могут включать логические правила, численные алгоритмы, применение методов обработки формы сигнала или сигнала, алгоритмы экспертных систем и искусственного интеллекта, статистические инструменты и любые другие выражения, которые могут связывать выходы 284 с входами 282. Выходы 284 могут быть поставлены в соответствие адресам в памяти, которые зарезервированы и сконфигурированы для приема данных с каждого из выходов 284. Затем в системе 213 LMDS и системе 201 DCS эти адреса в памяти могут использоваться для выполнения любых функций контроля и/или управления, для выполнения которых могут быть запрограммированы системы 213 LMDS и 201 DCS. Правила в наборе 280 правил действуют независимо от систем 213 LMDS и 201 DCS, но при этом данные с входов 282 могут подаваться в набор правил 280, а данные с выходов 284 могут также подаваться в набор правил 280, напрямую или опосредованно через промежуточные устройства.

При создании набора 280 правил, пользователь, являющийся экспертом в данной области, предоставляет знания в этой области, относящиеся к конкретному оборудованию, с использованием средства разработки путем программирования одного или более правил. Правила создаются при помощи формирования выражения связей между выходами 284 и входами 282. Операнды могут выбираться из библиотеки операндов графическим методом, например, «перетаскиванием» в графическом пользовательском интерфейсе средства разработки. Графическое представление операнда может быть выбрано из части экрана, на котором отображается библиотека (не показано на чертеже), и затем методом «перетаскивания» может быть перенесено в часть экрана, предназначенную для создания правил. Связи между входами 282 и операндами логически упорядочиваются при отображении, при этом по необходимости у пользователя запрашиваются различные значения, например, константы, при выборе конкретных операндов или конкретных входов 282. Создается столько правил, сколько это необходимо для представления знаний эксперта. Соответственно, набор 280 правил может включать полноценный набор диагностических правил и/или правил контроля или относительно менее полноценный набор диагностических правил и/или правил контроля, в зависимости от требований заказчика и состояния уровня техники в конкретной области применения набора 280 правил. Средство разработки имеет ресурсы для тестирования набора 280 правил во время его создания, которые позволяют убедиться, что различные комбинации и значения входов дают ожидаемые выходные данные на выходах 284.

В соответствии с дальнейшим описанием, правила задают с целью оценки следующих характеристик: КПД осевого компрессора, расхода рабочего тела через осевой компрессор, выходной мощности газовой турбины и удельного расхода тепла на газовую турбину. Измерения, используемые для оценки, включают температуру и давление окружающей среды, температуру и давление на впуске осевого компрессора газовой турбины, температуру и давление на выпуске осевого компрессора газовой турбины, внутренние потери газовой турбины, частоту вращения осевого компрессора газовой турбины (TNH) и частоту вращения силовой турбины (TNL), выходную мощность (от измерителя крутящего момента или на основе теплового баланса приводного компрессора), а также объемный расход топлива и состав топлива.

Фиг. 4 представляет собой блок-схему алгоритма способа 400 определения КПД осевого компрессора и снижения КПД во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения. В данном примере осуществления настоящего изобретения способ 400 включает определение того, что газовая турбина находится в установившемся режиме (402) и того, что раскрытие впускного направляющего аппарата составляет более 55% (404). Из системы контроля считываются (406) температуры Т₂ и Т₃. С использованием измеренной температуры Т₃ вычисляется (408) температура Т_3corr с поправкой на температуру окружающей среды:

где

f_T3(T₂) - поправка на температуру окружающей среды, которая определяется (410) как:

где

с₀…с₃ - константы, а Т_3corr - температура, для которой вычисляется (412) отношение удельных теплоемкостей γ:

где

с₀…с₃ - константы, отличающиеся от упомянутых выше.

Затем вычисляется (414) политропный КПД:

Вводятся дополнительные поправки для получения оценки КПД в следующих диапазонах: 94% < частота вращения осевого компрессора газовой турбины (TNH) < 100% и 56° < раскрытие впускного направляющего аппарата (IGV) <85°

От номинальной нагрузки (температурный контроль, TNH=100%, IGV=85) и ниже управление осуществляется воздействием на TNH (от 100% до 94%) и поддержанием неизменного раскрытия IGV, равного 85%.

Корреляция TNH (K₁) с поправкой на температуру окружающей среды находится в диапазоне от 5°F до 140°F (от -15°С до +60°С).

Параметр T_amb (температура окружающей среды) нормализуют следующим образом:

Параметр TNH находится в диапазоне от 0,94 до 1.

При достижении TNH значения 94% дальнейшее понижение нагрузки получают снижением раскрытия IGV (от 85% до 56%) и поддержанием постоянной TNH, равной 94%.

Корреляция IGV (К₂) с поправкой на температуру окружающей среды находится в диапазоне от 5°F до 140°F (от -15°С до +60°С):

Параметр T_amb нормализуют следующим образом:

Параметр IGV нормализуют следующим образом:

Способ 400 включает введение поправки (416) η с использованием К₁ и К₂, буферизацию (418) значений и определение (420) среднего КПД. Снижение КПД компрессора определяют (422) с использованием следующего выражения:

Снижение = (1 - вычисленное КПД / исходное КПД)*100

Фиг. 5 представляет собой блок-схему алгоритма способа 500 определения расхода рабочего тела через осевой компрессор и снижения расхода рабочего тела во времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения.

Общая формула для вычисления расхода рабочего тела представляет собой:

В данном примере осуществления настоящего изобретения способ 500 включает определение того, что газовая турбина находится в установившемся режиме (502) и раскрытие впускного направляющего аппарата составляет более 55% (504).

Способ 500 включает считывание (506) Т₂ в К, Р₂ и давления на выпуске компрессора (compressor discharge pressure, CDP) в единицах абсолютного давления. Коэффициент расхода определяют (508) исходя из следующего выражения:

В коэффициент расхода вводят поправку (510) с использованием корреляции К1 TNH с поправкой на температуру окружающей среды и корреляции К2 IGV с поправкой на температуру окружающей среды.

Коэффициент расхода с поправкой = Коэффициент расхода * К1 * К2

Способ 500 включает буферизацию (512) значений и определение (514) среднего потокового КПД. Снижение потокового КПД определяют (516) с использованием следующего выражения:

Снижение = (1 - коэффициент расхода с поправкой / исходный коэффициент) * 100

Фиг. 6 представляет собой блок-схему алгоритма способа 600 определения выходной мощности и снижения выходной мощности с течением времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения. В данном примере осуществления настоящего изобретения способ 600 включает определение того, что газовая турбина находится в установившемся режиме (602) и раскрытие впускного направляющего аппарата составляет более 84% (604), а также того, что частота вращения осевого компрессора (TNH) составляет более 98% (606).

Считываются (608) значения Pamb (давления окружающей среды) (в фунтах на кв. дюйм), Tamb (температуры окружающей среды) в °F, ΔΡ на впуске в мм H₂O, RH (влажность) в процентах, а также TNL в процентах. Вычисляются (610) поправочные коэффициенты с использованием следующего выражения:

K(Pamb)* *K(RH) * K *(ΔP на впуске) * K (Tamb, TNL)

Выходную мощность получают (612) на основе одного из следующего: измеритель крутящего момента, тепловой баланс или поглощенная мощность из центробежного компрессора плюс потери, при этом выходную мощность с учетом поправки вычисляют (614) с использованием следующего выражения:

Выходная мощность с поправкой = выходная мощность / поправочные коэффициенты

Снижение выходной мощности с течением времени определяют (616) с использованием следующего выражения:

Снижение = (1 - выходная мощность с поправкой / исходная выходная мощность) * 100

Фиг. 7 представляет собой блок-схему алгоритма способа 700 определения выходной мощности и снижения выходной мощности с течением времени в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения. В данном примере осуществления настоящего изобретения способ 700 включает определение того, что газовая турбина находится в установившемся режиме (702) и раскрытие впускного направляющего аппарата составляет более 84% (704), а также того, что частота вращения осевого компрессора (TNH) составляет более 98% (706).

Считываются (708) значения P_amb (в фунтах на кв. дюйм), T_amb в °F, ΔΡ на впуске в мм H₂O, RH (влажность) в процентах, а также TNL в процентах. Вычисляются (710) поправочные коэффициенты с использованием следующего выражения:

K(P_amb) * K(RH) * K *(ΔP на впуске) * K(T_amb, TNL)

Вычисляется (712) удельный расход тепла с использованием следующего выражения:

(объемный расход топлива * LHV) / (выходная мощность)

Вычисляется (714) удельный расход тепла с учетом поправки, с использованием следующего выражения:

Удельный расход тепла с поправкой = удельный расход тепла / поправочные коэффициенты

Снижение выходной мощности с течением времени определяют (716) с использованием следующего выражения:

Снижение = (1 - удельный расход тепла с поправкой/ исходный удельный расход тепла) * 100

Фиг. 8 представляет собой блок-схему алгоритма для способа 800 применения набора правил с целью определения потребления топлива газовой турбиной в соответствии с одним из примеров осуществления настоящего изобретения. В данном примере осуществления настоящего изобретения способ 800 включает определение того, что газовая турбина находится в установившемся режиме (802). Если это так, то способ 800 включает прием (804) измеренного объемного расхода топлива, например, от топливного расходомера и вычисленного удельного расхода топлива от вычислителя удельного расхода топлива, а также определение (806) того, что разность между измеренным и вычисленным значением находится в пределах 10% от вычисленного значения с использованием следующего выражения:

abs(измеренное - вычисленное) / вычисленное < 10%

Если это так (808), то далее используют измеренный расход топлива. В противном случае (810), далее используют вычисленный расход топлива. Поправку для потребления топлива вычисляют с использованием следующего выражения:

Поправка потребления топлива = расход топлива * LHV /поправочные коэффициенты

Поправочные коэффициенты определяют на основе значений, считанных (814) для P_amb (в фунтах на кв. дюйм), T_amb в °F, ΔΡ на впуске в мм Н₂О, RH (влажность) в процентах, а также TNL в процентах и выходной мощности в киловаттах (кВт). Вычисляются (816) поправочные коэффициенты с использованием следующего выражения:

K(P_amb) * K(RH) * K * (ΔP inlet) * K(T_amb, TNL, Output Power)

Поправку потребления топлива при изометрической мощности определяют (818) с использованием следующего выражения:

Поправка потребления топлива при изометрической мощности = поправка потребления топлива / поправка мощности

Поправочный коэффициент мощности определяют на основе вычисленного ожидаемого изометрического потребления топлива при текущей мощности (820) и вычисленного ожидаемого изометрического потребления мощности при изометрической мощности (822).

Поправку потребления топлива при изометрической мощности буферизуют (826) на заранее заданный период времени, например, без ограничения перечисленным, шестьдесят минут, для определения (828) действительного значения изометрического потребления топлива. Вычисленное ожидаемое изометрическое потребление топлива при изометрической мощности (822) также буферизуется (830) на заранее заданный период времени, и затем определяется (832) вычисленное ожидаемое изометрическое потребление мощности. Определяется (834) отклонение потребления топлива с использованием следующего выражения:

Отклонение = (действительное значение изометрического потребления топлива (828)) - (ожидаемое изометрическое потребление топлива (832))

Логические последовательности операций, изображенные на чертежах, для получения нужного результата не обязательно требуют проиллюстрированного порядка выполнения, как не требуют и их последовательного выполнения. Также к проиллюстрированным последовательностям операций могут быть добавлены дополнительные шаги, или некоторые шаги могут быть удалены из них. Также к описанным системам могут быть добавлены дополнительные компоненты, или же некоторые компоненты могут быть удалены из этих систем. Соответственно, в объем правовой защиты приведенной ниже формулы изобретения входят и другие варианты осуществления настоящего изобретения.

Следует понимать, что описанные выше варианты осуществления настоящего изобретения, рассмотренные с конкретными деталями, являются лишь примерами возможных вариантов осуществления изобретения, и что в них могут быть включены множество других комбинаций, дополнений или альтернатив.

Также, конкретные наименования компонентов, написание терминов, атрибутов, структур данных или любых других программных или структурных аспектов с использованием прописных букв, не являются ни обязательными, ни значительными, при этом механизмы реализации настоящего изобретения или его элементов могут иметь различные наименования, форматы или протоколы. Также система настоящего изобретения может быть реализована с использованием комбинации аппаратного и программного обеспечения, как это было описано, либо исключительно с использованием аппаратных элементов. Также конкретное разделение функциональности между различными компонентами системы, описанной в настоящем документе, является исключительно примером, и не является обязательным. Функции, выполняемые одним компонентом системы, могут вместо этого выполняться множеством компонентов, а функции, выполняемые множеством компонентов, могут вместо этого выполняться одним компонентом системы.

В некоторых фрагментах предшествующего описания элементы настоящего изобретения были представлены с помощью алгоритмов и символических обозначений операций, выполняемых над информацией. Эти описания и графические представления алгоритмов могут быть использованы специалистами в области обработки данных для наиболее эффективной передачи сущности их функционирования другим специалистам в данной области техники. Предполагается, что эти операции, описанные функционально или логически, будут реализованы с использованием компьютерных программ. Также в некоторых случаях рациональным представляется обозначать эти схемы операций в виде модулей или с помощью функциональных наименований, без потери общности.

Если обратное не указано специально, нужно понимать, что используемые в предшествующем описании выражения, такие как, «обработка» или «расчет», или «вычисление», «определение», «отображение», «предоставление» и т.п., относятся к операциям и процедурам компьютерной системы или аналогичного электронного вычислительного устройства, которое осуществляет манипуляции с данными и преобразование данных, представленных физическими (электронными) величинами в запоминающих устройствах или регистрах компьютера, или в других подобных запоминающих устройствах, устройствах передачи или устройствах отображения.

Настоящее изобретение было описано на примере конкретных вариантов его осуществления, однако нужно понимать, что настоящее изобретение может применяться на практике с различными модификациями, без выхода за рамки формулы изобретения.

Термин «процессор» в настоящем документе относится к центральным процессорным блокам, микропроцессорам, микроконтроллерам, схемам с сокращенным набором команд (reduced instruction set circuits, RISC), заказным интегральным схемам (application specific integrated circuits, ASIC), логическим схемам или к любым других смехам или процессорам, способным выполнять описанные в настоящем документе функции.

В настоящем документе термины «программное обеспечение» и «микропрограммное обеспечение» являются взаимозаменяемыми и включают в себя любую компьютерную программу, хранимую в памяти для исполнения процессором 205, включая RAM-память, ROM-память, память EPROM, EEPROM и энергонезависимую RAM-память (NVRAM). Перечисленные выше типы памяти приведены исключительно для примера, и следовательно, не ограничивают типы памяти, подходящие для хранения компьютерных программ.

Как следует из предшествующего описания, рассмотренные выше варианты осуществления настоящего изобретения могут быть реализованы с использованием методов компьютерного программирования или проектирования, включая компьютерное программное, микропрограммное, аппаратное обеспечение или любую их комбинацию, или подмножество, при этом технический результат включает в себя: (b) хранение множества наборов правил в упомянутом запоминающем устройстве, при этом упомянутые наборы правил связаны с выходными характеристиками газовой турбины, при этом упомянутые наборы правил включают по меньшей мере одно правило, выраженное как выражение связи выходных данных реального времени с входными данными реального времени, при этом упомянутое выражение относится по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, (b) прием входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени из системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом упомянутые входные данные относятся к параметрам, влияющим по меньшей мере на одно из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, (с) определение исходных значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, (d) периодическое определение текущих значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, (е) сравнение упомянутых определенных исходных значений с соответствующими текущими значениями, (f) определение ухудшения с течением времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, на основе упомянутого сравнения, (g) рекомендация оператору газовой турбины набора корректирующих воздействия для корректировки этого ухудшения, (h) определение неизвестных или неизмеренных параметров и поправочных коэффициентов с использованием алгоритма термодинамического моделирования, (i) проверка исправности датчиков, предоставляющих упомянутых входные данные реального времени, с использованием входных данных за прошлые периоды времени и/или упомянутого алгоритма термодинамического моделирования, (j) определение КПД осевого компрессора с использованием показателя адиабаты, зависящего от температуры, (k) определение температуры, при которой выполнена оценка упомянутого показателя адиабаты с использованием эмпирической корреляции, (l) контроль политропического КПД осевого компрессора и потокового КПД, (m) введение поправки в определенный КПД для действительного значения частоты вращения осевого компрессора и действительного значения раскрытия впускного направляющего аппарата, (n) определение поправочных коэффициентов с использованием термодинамического моделирования, (o) поправка условий окружающей среды до изометрических условий, (p) введение поправки в КПД потока на основе действительного значения частоты вращения осевого компрессора и раскрытия впускного направляющего аппарата, (q) прием сигнала выходной мощности от измерителя крутящего момента, (r) определение выходной мощности с использованием алгоритма энергетического баланса с целью формирования сигнала вычисленной выходной мощности, (s) определение значений потребления топлива с использованием объемного расхода топлива и нижней теплотворной способности топлива, и (t) определение значений потребления топлива при полной нагрузке и/или при частичной нагрузке. Любая такая результирующая программа, включающая в себя средства машиночитаемого кода, может быть реализована или предоставлена на одном или более машиночитаемых носителей, формируя тем самым компьютерный программный продукт, т.е. изделие в соответствии с рассмотренными вариантами осуществления настоящего изобретения. Такой машиночитаемый носитель может представлять собой, без ограничения перечисленным, несъемный (жесткий) диск, дискету, оптический диск, магнитную пленку, полупроводниковую память, например, память «только для чтения» (read-only memory, ROM) и/или любую среду приема и передачи данных, например, сеть Интернет или любую другую сеть, или линию связи. Изделие, содержащее в себе компьютерный код, может изготавливаться и/или применяться путем исполнения этого кода непосредственно с одного носителя, с помощью копирования этого кода с одного носителя на другой носитель, или при помощи передачи этого кода по сети.

Многие из функциональных блоков, рассмотренных в настоящем документе, чтобы подчеркнуть независимость их реализации, были обозначены как модули. Например, любой из модулей может быть реализован в виде аппаратной схемы, включающей в себя заказные сверхбольшие интегральные схемы (СБИС) или вентильные матрицы, серийно производимые полупроводниковые устройства, такие как логические микросхемы, транзисторы, или иные дискретные компоненты. Модули могут также реализовываться в программируемых аппаратных устройствах, таких как электрически программируемые вентильные матрицы (field programmable gate arrays, FPGA), программируемые логические матрицы, программируемые логические устройства (programmable logic devices, PLD) и т.п.

Модули могут быть также реализованы в виде программного обеспечения, предназначенного для исполнения процессорами различных типов. Отдельный модуль исполняемого кода может, например, включать в себя один или более физических или логических блоков компьютерных инструкций, которые могут быть организованы, например, как объект, процедура или функция. Тем не менее, исполнимые файлы отдельного модуля не обязательно должны физически располагаться совместно, они могут включать различные инструкции, хранимые в различных местах, которые при логическом объединении составляют этот модуль и выполняют заявленное предназначение этого модуля.

Модуль исполняемого кода может представлять собой одну инструкцию или множество инструкций, при этом он может быть распределен по нескольким различным сегментам кода, по различным программам или по различным запоминающим устройствам. Аналогично, рабочие характеристики определялись и иллюстрировались в настоящем документе как входящие в состав модулей, при этом они могут быть реализованы в любом подходящем виде и могут быть организованы в структуру данных любого подходящего типа. Рабочие характеристики могут собираться в единый набор данных или могут быть распределены по различным местоположениям, включая различные запоминающие устройства, при этом они могут существовать, по меньшей мере частично, исключительно как электронные сигналы в системе или в сети.

Рассмотренные выше варианты осуществления способа и системы контроля рабочих характеристик газовой турбины в реальном времени, включающих модуль правил, представляют собой экономичные и надежные средства предоставления эффективных практических рекомендаций и действий по поиску и устранению неисправностей. При этом данная система является более точной и менее подверженной ложным срабатываниям. А именно, описанные в настоящем документе способы и системы позволяют предсказывать отказ компонента на гораздо более ранней стадии по сравнению с существующими системами, что позволяет получить значительно сниженные времена простоя оборудования и предотвратить аварийные отключения. В дополнение, описанные выше способы и системы позволяют прогнозировать аномалии на ранней стадии, что позволяет персоналу объекта готовить и планировать отключения оборудования. В результате, способы и системы, описанные в настоящем документе, обеспечивают более эффективную и надежную эксплуатацию газовых турбин и другого оборудования.

В данном документе для описания настоящего изобретения, включая лучший вариант его осуществления, а также для обеспечения возможности его практического применения специалистами в данной области техники, включая создание и использование любых устройств или систем, или выполнение способов из состава изобретения, использованы конкретные примеры. Объем правовой защиты настоящего изобретения задан формулой изобретения и может включать другие примеры, которые могут быть найдены специалистами в данной области техники. Все такие дополнительные примеры должны попадать в объем правовой защиты формулы изобретения, если они имеют структурные элементы, не отличающиеся от буквального описания в пунктах формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с незначительными отличиями от буквального описания в пунктах формулы изобретения.

Изобретения относятся к системе и способу контроля и диагностики аномалий выходных характеристик газовой турбины. Способ включает также прием входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени из системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом входные данные относятся к параметрам, влияющим на характеристики газовой турбины, периодическое определение текущих значений параметров, сравнение исходных значений с соответствующими текущими значениями, определение ухудшения во времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, на основе упомянутого сравнения, и рекомендацию оператору газовой турбины набора корректирующих воздействий для корректировки этого ухудшения. Технический результат изобретения – повышение эффективности и надежности эксплуатации газовой турбины. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ контроля и диагностики аномалий в выходных характеристиках газовой турбины, при этом способ реализуют с использованием компьютерного устройства, связанного с пользовательским интерфейсом и с запоминающим устройством, при этом способ включает:

хранение множества наборов правил в упомянутом запоминающем устройстве, при этом упомянутые наборы правил связаны с выходными характеристиками газовой турбины и включают по меньшей мере одно правило, выраженное как выражение, связывающее выходные данные реального времени с входными данными реального времени, при этом упомянутое выражение относится по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

прием входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени из системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом упомянутые входные данные относятся к параметрам, влияющим по меньшей мере на одно из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

определение исходных значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

периодическое определение текущих значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

сравнение упомянутых определенных исходных значений с соответствующими текущими значениями;

определение ухудшения с течением времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, на основе упомянутого сравнения; и

рекомендацию оператору газовой турбины набора корректирующих воздействий для корректировки этого ухудшения.

2. Способ по п. 1, также включающий определение КПД осевого компрессора с использованием показателя адиабаты, зависящего от температуры.

3. Способ по п. 1, также включающий корректировку упомянутого определенного КПД для действительного значения частоты вращения осевого компрессора и действительного значения раскрытия впускного направляющего аппарата.

4. Способ по п. 1, в котором определение значений выходной мощности включает прием сигнала выходной мощности от измерителя крутящего момента и/или определение выходной мощности с использованием алгоритма энергетического баланса для формирования сигнала вычисленной выходной мощности.

5. Способ по п. 1, в котором определение значений потребления топлива включает определение значений потребления топлива при полной нагрузке и/или при частичной нагрузке.

6. Система контроля и диагностики газовой турбины для газовой турбины, которая включает осевой компрессор и связанную с ним по потоку турбину низкого давления, при этом упомянутая система включает набор правил для характеристик газовой турбины, при этом упомянутый набор правил включает относительное выражение для выходных данных реального времени, относящееся по меньшей мере к одному из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной.

7. Система по п. 6, в которой упомянутый набор правил сконфигурирован для:

приема входных данных реального времени и входных данных за прошлые периоды времени от системы контроля состояния, связанной с газовой турбиной, при этом упомянутые входные данные относятся к параметрам, влияющим по меньшей мере на одно из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

определения исходных значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

периодического определения текущих значений по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной;

сравнения упомянутых определенных исходных значений с соответствующими текущими значениями;

определения ухудшения с течением времени по меньшей мере одного из следующего: КПД компрессора газовой турбины, выходная мощность газовой турбины, удельный расход тепла на газовую турбину и потребление топлива газовой турбиной, на основе упомянутого сравнения; и

рекомендации оператору газовой турбины набора корректирующих воздействий для корректировки этого ухудшения.

8. Система по п. 6, в котором упомянутый набор правил сконфигурирован для проверки исправности датчиков, предоставляющих упомянутые входные данные реального времени, с использованием входных данных за прошлые периоды времени и/или алгоритма термодинамического моделирования.

9. Система по п. 6, в котором упомянутый набор правил сконфигурирован для определения КПД осевого компрессора с использованием показателя адиабаты, зависящего от температуры.

10. Система по п. 6, в которой упомянутый набор правил сконфигурирован для определения температуры, при которой выполнена оценка упомянутого показателя адиабаты, с использованием эмпирической корреляции.