MX2010004869A

MX2010004869A - Puesta a punto automatica de los sistemas de combustion de la turbina de gas.

Info

Publication number: MX2010004869A
Application number: MX2010004869A
Authority: MX
Inventors: Christopher Chandler
Original assignee: Gas Turbine Efficiency Sweden
Priority date: 2009-05-08
Filing date: 2010-04-30
Publication date: 2010-11-11
Also published as: EP2249007A2; US20130219906A1; RU2443885C2; JP5244851B2; CL2010000449A1; BRPI1001376B1; RU2010118491A; EP2249007B1; CN101881224A; US9328670B2; JP2010261452A; CN101881224B; CN103362654A; KR20100121443A; EP2249007A3; CA2701322A1; TW201102488A; CN103362654B; CA2701322C; BRPI1001376A2

Abstract

Un sistema para poner a punto la operación de una turbina de gas es proporcionado basándose en los parámetros operacionales de medición de la turbina ydirigiendo el ajuste de los controles operacionales para varios elementos operacionales de la turbina. Un controlador es proporcionado para comunicarse con sensores y controles dentro del sistema. El controlador de recepción de datos operacionales a partir de los sensores y comparando los datos para almacenar normas operacionales para determinar si la operación de la turbina cumple con las normas. El controlador entonces se comunica seleccionando el ajuste en un parámetro operacional de la turbina. El controlador entonces recibe los datos operacionales adicionales de los sensores para determinar si un ajuste adicional es deseado o se desea un ajuste ulterior del parámetro operacional seleccionado.

Description

PUESTA A PUNTO AUTOMÁTICA DE LOS SISTEMAS DE COMBUSTIÓN DE LA TURBINA DE GAS CAMPO TECNICO La presente invención se refiere a un sistema automático para detectar el estado de funcionamiento de un sistema de combustión y para hacer ajustes predeterminados para lograr una operación deseada de la turbina.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Los sistemas de combustión con premezcla de apoyo han sido implementados en los motores basados en turbinas de gas físicas para reducir emisiones, tales como NOx (óxido nitroso) y CO (monóxido de carbono). Estos sistemas han sido exitosos y, en algunos casos, producen niveles de emisión que están en los límites inferiores de las capacidades de medición, aproximadamente 1 a 3 partes por millón (ppm) de NOx y CO. Aunque estos sistemas son un gran beneficio a partir de un punto de vista de producción de emisión, la condición de utilización de los sistemas es substancialmente reducida cuando se compara con más sistemas de combustión convencionales. Como consecuencia, el control de las condiciones, distribución e inyección de combustible, hacia las zonas de combustión se ha convertido en un parámetro de operación crítico y requiere de un ajuste frecuente, cuando cambian las condiciones atmosféricas ambientales, tales como la temperatura, humedad y presión. El re-ajuste de las condiciones de la combustión, distribución e inyección del combustible, es llamado puesta a punto.

La operación controlada de un sistema de combustión generalmente emplea un ajuste manual de los parámetros de operación de una combustor a una condición de utilización promedio. Estos ajustes son satisfactorios en el momento de la disposición, pero las condiciones pueden cambiar y causar una operación inaceptable en cuestión de horas o de días. Otros enfoques utilizan una fórmula para predecir emisiones basadas en parámetros de operación de turbina de gas y selecciona un punto de ajuste para la distribución del combustible y/o la proporción de combustible/aire de una máquina global, sin modificar otros parámetros, tales como la temperatura del gas combustible. Estos enfoques no permiten la variación puntual, no toman ventaja de las dinámicas actuales y la emisión de datos o no modifican la distribución del combustible, la temperatura del combustible y/u otros parámetros de funcionamiento de la turbina. Otra variable que impacta el sistema de combustión premezclado de producción ajustada es la composición del combustible. Suficiente variación en la composición del combustible causará un cambio en la liberación de calor del sistema de combustión premezclado de producción ajustada. Dicho cambio puede guiar a las excursiones de emisiones, de los procesos de combustión inestables, o aún apagar del sistema de combustión. El mal funcionamiento del sistema de combustión se manifiesta por sí mismo en el aumento de las pulsaciones de presión o en el aumento en la dinámica de la combustión. Las pulsaciones pueden tener una fuerza suficiente para destruir el sistema de combustión y dramáticamente reduzca la vida de combustión del hardware. Adicionalmente, la puesta a punto inadecuada del sistema de combustión puede guiar a las excursiones de emisión y violar los permisos de emisión. Por lo tanto, los medios para mantener la estabilidad de los sistemas de combustión premezclados de producción ajustada, en bases regulares o periódicas, dentro de las condiciones de utilización adecuadas, es de gran valor e interés para la industria. Adicionalmente, un sistema que opera utilizando datos cercanos en tiempo real, tomados de los sensores de la turbina, podrían tener un valor importante para coordinar la modulación de la distribución de combustible, la temperatura de entrada del gas combustible y/o la proporción de combustible/aire de una máquina global.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención es un controlador y método para ajustar la operación de una turbina de gas del tipo que tiene sensores para medir los . parámetros operacionales de la turbina y los controles para controlar varios elementos operacionales de la turbina. Los parámetros operacionales de la turbina los cuales son recibidos por el controlador pueden incluir uno o más de lo siguiente: dinámicas del combustor, temperatura del escape de la turbina (proporción global de combustible/aire) y emisiones del escape de la turbina. Los elementos de control operacionales pueden incluir uno o más de los siguientes: distribución de combustible, temperatura del combustible y temperatura del escape de la turbina. El sistema de la planta de potencia/turbina también incluye un enlace de comunicación, tal como un sistema de control distribuido (DCS). El enlace permite la comunicación con los sensores y los controles operacionales. El controlador de pone a puntociones es también conectado al sistema de la turbina a través del enlace de comunicación. El controlador opera recibiendo datos de los sensores. Las prioridades operacionales para la turbina pueden ser ajustadas dentro del controlador y son típicamente seleccionadas de las emisiones óptimas de NOx, la salida de potencia óptima y/o dinámicas del combustor óptimas. Los datos recibidos de los sensores de la turbina son comparados con las normas operacionales almacenadas dentro del controlador. Las normas operacionales seleccionadas están preferentemente basadas en las prioridades operacionales de ajuste. Se hace una determinación de si la operación de la turbina conforma las normas operacionales. Además, hasta que los datos sean determinados para estar fuera de la conformidad, una determinación ulterior está hecha nuevamente de un criterio de sintonía dominante. Esta determinación está preferentemente basada en las prioridades de operación preestablecidos. Una vez que se hagan las determinaciones lógicas, el controlador de la puesta a punto se comunica con los medios de control operacionales a través del enlace de comunicación para llevar a cabo un ajuste seleccionado en un parámetro operacional de la turbina. El ajuste operacional seleccionado es preferentemente basado en el criterio de la puesta a punto dominante y tiene un valor incremental fijado preestablecido y un rango del valor definido. Cada cambio incremental es preferentemente de entrada sobre un período de tiempo de ajuste, el cual e suficiente para que la turbina gane una estabilidad operacional. Una vez que pasa el período de tiempo, el dato es nuevamente recibido a parir de los medios del sensor de la turbina para determinar si un cambio incremental adicional es deseado. Al completar los ajustes dentro de un rango definido, se selecciona el ajuste del parámetro operacional ulterior, nuevamente de manera preferente basándose en el criterio de la puesta a punto dominante, y además se hace el ajuste incremental fijo. El proceso de la puesta a punto continúa mediante el controlador que recibe los datos operacionales para determinar si la operación se conforma con las normas operacionales o si se requiere un ajuste adicional. Los parámetros operacionales son ajustados mediante el controlador de la puesta a punto el cual puede incluir uno o más de los siguientes: el divisor de distribución de combustible del combustor dentro de las toberas del combustor, la temperatura de entrada del gas combustible, y/o el porcentaje de combustible/aire dentro de la turbina. Además en un aspecto de la invención, el sistema lleva a cabo un método para determinar el sistema de combustión de la turbina de gas dominante ajustando la situación a través del uso de la lógica jerárquica Booleana y niveles múltiples de ajustes de control. En otro aspecto de la invención, el método se refiere a la realización y al control automatizado de la temperatura del combustible de una entrada de la turbina de gas a través de la modificación automatizada del punto de ajuste del control de temperatura del gas combustible dentro de un Sistema de Control Distribuido (DCS). En todavía un aspecto ulterior de la invención, un método para control automatizado de una temperatura de combustible de una entrada de turbina de gas es definido mediante una modificación automatizada del punto de ajuste del control de temperatura del gas combustible dentro del controlador de temperatura de gas combustible. En otro aspecto de la invención un método para comunicar las señales de control de la turbina a un controlador de turbina de gas se logra a través del uso de un enlace de comunicación de turbina de gas existente con un dispositivo de control externo, tal como, por ejemplo una Serie MODBUS o un puerto de protocolo de comunicación Ethernet existente en el controlador de turbina para comunicarse con el Sistema de Control Distribuido (DCS). En todavía un aspecto ulterior de la invención un método para modificación de un sistema de combustión de turbina de gas es definido por una serie de auto ajustes de la puesta a punto mediante la pantalla de interfaz del usuario, la cual utiliza conmutadores de palanca de lógica booleana para seleccionar el criterio de optimización deseado del usuario. El método es preferentemente definido mediante la optimización del criterio basado en las Dinámicas de Combustión Optimas, porque el alternar este conmutador se cambia la magnitud del (los) ajuste(s) de control dinámicos del combustor.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Con el propósito de ilustrar la invención, los dibujos muestran las formas que son actualmente preferidos. Debe entenderse que la invención no está limitada a las disposiciones precisas e instrumentos mostrados en los dibujos de la presente invención. La figura 1 muestra una representación esquemática de un sistema de comunicación en planta operacional que abarca el sistema del motor de turbina de gas, incorporando un controlador de la puesta a punto de turbina de gas. La figura 2 muestra un diagrama de flujo funcional para un controlador de la puesta a punto de la presente invención. La figura 3 muestra una pantalla de interfaz del usuario para seleccionar el modo de optimización dentro de la presente invención. La figura 4 muestra un esquema de interrelación de los ajustes de varios modos de optimización. Las figuras 5-8 muestras los ejemplos operacionales de la puesta a punto operacional de un sistema de motor de turbina de gas como se contempló mediante la presente invención. Las figuras 9A y 9B son representaciones esquemáticas de la función del controlador de la puesta a punto de la presente invención al mantener la puesta a punto del sistema de turbina.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La figura 1 es un diagrama de comunicación para un motor de turbina de gas (no mostrado), dentro del cual opera un controlador de la puesta a punto 10 de la presente invención. Un enlace de comunicación o boca de conexión es proporcionado para dirigir la comunicación entre varios elementos del sistema de turbina. Como se mostró, el enlace de comunicación es un Sistema de Control Distribuido (DCS) identificado por el numero 20. La mayoría del control de turbina es llevado a cabo a través del DCS 20. Un controlador 30 de turbina se comunica directamente con la turbina de gas y con el DCS 20. En la presente invención, la información relevante para la operación de la turbina, por ejemplo, la dinámica de la turbina, las emisiones del escape de la turbina, etc. son dirigidas a través del DCS 20 al controlador de la puesta a punto 10. El controlador de la puesta a punto 10 es contemplado para ser una PC independiente utilizada para correr como un controlador lógico programable (PLC). El controlador de la puesta a punto 10 es preferentemente una computadora separada a partir del controlador de turbina 30 y no se comunica directamente con el controlador de turbina 30, excepto a través del DCS 20. Las señales del controlador de la puesta a punto 10 pueden ser transferidas al controlador de turbina 30 o a otros controles dentro del sistema mediante el uso de un dispositivo de control externo, tal como la Serie MODBUS o el puerto de protocolo de comunicación Ethernet existente en o añadido al sistema. El dato operacional relevante es recibido a partir de los medios del sensor asociados con la turbina. Por ejemplo, la lectura de la emisión del escape de la turbina es tomada de las emisiones apiladas mediante un sistema de monitoreo de emisiones continuas (CEMS) 40, el cual es conectado al DCS. Las dinámicas de la combustión son detectadas utilizando una sonda detectora de presión dinámica localizada dentro de la región de combustión del combustor de la turbina. Como se muestra, un sistema de monitoreo de dinámica continua (CDMS) 50 es proporcionado y se comunica con el DCS.

La dinámica de la combustión es detectada utilizando una sonda detectora de presión dinámica ubicada dentro de la región de combustión del combustor de la turbina. Como s muestra, un sistema de monitoreo dinámico continuo (CDMS) 50 es proporcionado y se comunica con el DCS. El CDMS 50 preferentemente utiliza ya sea un montaje directo o una presión conectada a la guía de onda o sondas detectaras de luz para medir las dinámicas de combustión. Otro parámetro operacional relevante es la temperatura del gas combustible. Nuevamente, esta información de temperatura es dirigida al controlador de la puesta a punto 10 a través del DCS 20 a partir de la unidad 20 de calentamiento de combustible. Ya que parte de la operación de la puesta a punto puede incluir el ajuste de la temperatura del combustible, puede haber una comunicación de dos vías entre el controlador de la puesta a punto 10 y la unidad de calentamiento de combustible 60. Los datos operacionales relevantes de la turbina son recolectados varias veces por minuto. Esta colección de datos permite una puesta a punto del sistema en tiempo real. La mayoría de los datos operacionales de turbina relevantes son recolectados mediante el controlador de la puesta a punto en tiempo casi real. Sin embargo, las emisiones del escape de la turbina son típicamente recibidas a partir del sensor mediante el controlador de la puesta a punto 10 con 2 a 8 minutos de tiempo de retardo a partir de las condiciones de operación actuales. Este tiempo de retardo exige la necesidad del controlador de la puesta a punto 10 para recibir y proteger la información relevante, por un tiempo de retardo similar, antes de hacer los ajustes de puesta a punto operacionales. El controlador de la puesta a punto 10 pone a punto el ajuste del tiempo de retardo asegurando que todos los datos operacionales (incluyendo las emisiones del escape) son representativos de la operación de turbina estable antes y después de cualquier ajuste que se haya hecho. Una vez que los datos se consideran estables, el controlador de la puesta a punto 10 determina si hay la necesidad de ajustar los parámetros de puesta a punto. Si no son necesarios los ajustes, el controlador de la puesta a punto 10 mantiene la puesta a punto actual y espera para recibir el siguiente ajuste de datos. Si los cambios son deseados, comenzará la puesta a punto. Todas las determinaciones de la necesidad para la puesta a punto de la turbina son llevadas a cabo dentro del controlador de la puesta a punto 10. La operación de la puesta a punto es iniciada basándose en una "alarma" creada mediante la recepción de los datos operacionales fuera del criterio operacional preestablecido. Con el fin de poner a punto la operación a ser iniciada, la alarma- y así la anomalía de datos- deberá continuar por un período predeterminado de tiempo. Un ejemplo de un ajuste de puesta a punto es la variación de la proporción de la presión de la tobera del combustible para ajustar las dinámicas de la combustión. Con el requerimiento de las temperaturas de disparo muy altas para lograr temperaturas de encendido mayores y eficiencia, los combustores de turbina deben liberar más potencia en un volumen de combustor dado. Las mejores emisiones del escape son con frecuencia logradas incrementando la proporción de mezcla de combustible y aire río arriba de la zona de reacción de combustión. La proporción de mezcla incrementada es con frecuencia lograda incrementando la caída de presión en la descarga de la tobera de combustible. A medida que la proporción de mezclado incrementa en los combustores, la turbulencia generada por la combustión con frecuencia nos guía a un ruido dentro del combustor y puede guiar a la generación de ondas acústicas. Típicamente, las ondas acústicas son causadas cuando las ondas sonoras de las llamas de combustión son acopladas con las características acústicas del volumen del combustor o del sistema de combustible por sí mismo. Las ondas acústicas pueden afectar la presión interna en la cámara. Donde la presión cerca de una tobera de combustible sube, la proporción de combustible que fluye a través de la tobera y la caída de presión que le acompaña disminuye. De manera alternativa la presión cerca de la tobera causará un incremento en el flujo de combustible. En los casos donde la presión de la tobera de combustible bajo permite la oscilación de flujo de combustible, un combustor puede experimentar oscilaciones de presión amplificadas. Para combatir las oscilaciones de presión dentro del combustor, las dinámica de combustión son monitoreadas y la proporción del aire del combustible y la proporción de la presión de la tobera de combustible puede ser modificada para reducir o eliminar las variaciones no deseadas en la presión del combustor, curando así una situación de alarma o devolviendo el sistema de combustión a un nivel aceptable de dinámicas de combustión. Como se muestra en la Figura 2, los datos recibidos de los medios de detección para las dinámicas del combustor (50), las emisiones del escape de la turbina (40), y otros parámetros de operación de la turbina relevantes (30), son dirigidos a través del DCS 20 al controlador de la puesta a punto 10. Estos valores de entrada son entonces comparados con la norma o los datos operacionales objetivos para la turbina. Las normas operacionales almacenadas están basadas, por lo menos en parte, en los ajustes de prioridad operacional para la turbina. Estos ajustes de prioridad están definidos en la interfaz 12 principal del usuario del controlador de la puesta a punto 10 y son mostrados gráficamente en la Figura 3. Basados en los ajustes prioritarios, una serie de ajustes se hacen a la operación de la turbina mediante el controlador de la turbina 10 conectado a través del DCS 20. Los ajustes son dirigidos a los medios de control, incluyendo la unidad de calentamiento de combustible 60 (figura 1) y varios otros elementos operacionales 80 de la turbina (figura 2). La pantalla de la interface 12 mostrada en la figura 3 está compuesta de conmutadores (cada uno tiene una indicación de Encendido /Apagado). Estos conmutadores permiten al usuario especificar las prioridades de la puesta a punto deseadas para la operación de la turbina. Las prioridades operacionales conmutadas incluyen emisiones óptimas de NOx 14, potencia óptima 16 y dinámicas del combustor óptimas 18. Cada uno de estos conmutadores es ajustado por el usuario para ajustar la operación preferente de la turbina. Dentro del controlador de la puesta a punto están las funciones que operan dentro de las prioridades ajustadas por los conmutadores. Preferentemente, si tanto el conmutador 12 de emisiones óptimas de NOx como el conmutador de potencia óptima 14 son ajustados a "Encendido", el controlador 10 correrá en el modo óptimo NOx, no en la potencia óptima. Así, para correr en el modo de potencia óptimo, el conmutador de emisiones óptimas NOx 12 deberá estar en "Apagado". La figura 4 muestra una representación gráfica de la interrelación de los conmutadores de la pantalla de la interface. Volviendo a la figura 2, se muestra una representación del flujo lógico de las determinaciones y cálculos hechos dentro del controlador de la puesta a punto 10. El controlador de la puesta a punto 10 recibe los parámetros de operación actuales de la turbina a través del controlador para turbina 30, la dinámica del combustor a través del CDMS 50, y las emisiones del escape de la turbina a través del CEMS 40. Este sensor de datos está dirigido al controlador de la puesta a punto 10 a través del DCS 20. Los datos del sensor recibidos son comparados para almacenar las normas operacionales para determinar si la operación de la turbina está conforme a los ajustes deseados. Las normas operacionales están basadas en las prioridades operacionales pre establecidas de la turbina, definidas por los conmutadores 14, 16, 18 en la pantalla 12 de la interface principal del usuario del controlador de la puesta a punto 10 (figura 3). Basados en las prioridades operacionales pre establecidas, un enfoque de lógica booleana jerárquico pre programado determina el criterio de la puesta a punto dominante basado en las prioridades operacionales. A partir de esta selección lógica, el controlador de la puesta a punto 10 implementa un valor de ajuste incremental fijo para cambiar un parámetro operacional de la turbina dentro de un rango máximo de ajuste (por ejemplo valores altos y bajos). Los cambios de la puesta a punto son hechos en una dirección consistente, pre-determinada sobre un incremento de tiempo pre-determinado y son dependientes de un criterio de la puesta a punto dominante en el presente. Se contempla que ninguna fórmula de los cálculos funcionales se hace para determinar los ajustes de la puesta a punto; más bien, los ajustes increméntales, la dirección de los ajustes, el lapso de tiempo entre los ajustes, y el rango máximo para los ajustes para cada parámetro y para cada criterio de la puesta a punto son almacenados en el controlador de la puesta a punto 10. Como se muestra en la Figura 2, el controlador de la puesta a punto 10 determina si las emisiones cumplen con las normas operacionales, el controlador de la puesta a punto 10 espera por el siguiente ajuste de datos a partir del CEMS 40 o el CDMS 50, o por otros datos operacionales 80. Sui los datos recibidos no se conforman con las normas operacionales 104, la operación de la puesta a punto se mueve al siguiente paso de la puesta a punto. El ajuste lógico de la operación de la turbina es definido por el criterio de la puesta a punto dominante 106, el cual está basado por lo menos en parte en los ajustes de prioridades operacionales pre-establecidas dentro de la interface del usuario 12. En una operación preferente, el controlador de la puesta a punto 10 primero intentará cambiar las divisiones 108 de combustible del combustor de turbina. El divisor de combustible determina la distribución del flujo de combustible a las toberas de combustible en cada combustor. Si estos ajustes no resuelven la cuestión de la puesta a punto y no coloca los datos operacionales de nuevo en conformidad con las normas operacionales, se lleva a cabo un ajuste ulterior. En ciertas situaciones, el siguiente ajuste incremental puede ser un cambio del punto de ajuste de la temperatura del gas combustible. En ese paso de ajuste, el controlador de la puesta a punto 10 envía una señal de temperatura de entrada de gas combustible modificada al DCS 20, el cual es dirigido a una unidad de calentamiento de combustible 60. Si la modificación de las divisiones del combustible del combustor y/o la temperatura de entrada del gas combustible no resuelve la cuestión de la puesta a punto 1 10, el controlador de sintonización 10 alterará entonces el combustible /proporción de aire global 1 12. Este enfoque hace cambios al ciclo térmico de la turbina utilizando cambios increméntales fijos sobre cantidades de tiempo pre-determinadas. Este paso tiene la intención de ajustar la temperatura del escape (hacia arriba o hacia abajo) ajustando el aire a la proporción de combustible de acuerdo con el control de curvas predeterminado, estándar para la operación de turbina, lo cual es mantenido dentro de la memoria del controlador de la puesta a punto 10. En la presente invención, se contempla que todos los cambios de control dirigidos por el controlador de la puesta a punto son alimentados al sistema de turbina a través del DCS. Estos cambios son implementados directamente dentro de varios medios del controlador dentro del sistema o a través de la turbina del controlador. Cuando los datos operacionales se regresan a las normas operacionales deseadas, los ajustes de la puesta a punto son retenidos en su lugar mediante el controlador de la puesta a punto en espera de una alarma resultante a partir de los datos no-conformes recibidos a partir de los medios del sensor a través del DCS. Los ajustes enviados a partir del controlador de la puesta a punto al controlador de la turbina o a los medios del controlador asociado son preferentemente fijados en magnitud. Así, los ajustes no son recalculados con nuevos datos u optimizados a un objetivo. Los ajustes son parte de un "bucle abierto". Una vez iniciados, los ajustes se mueven incrementalmente al máximo pre-establecido o máximo dentro de un rango especificado, a menos que un ajuste provisional coloque los datos de operación en conformidad con las normas operacionales. Bajo la mayoría de las circunstancias, cuando el rango incremental total para un parámetro operacional es completado, el controlador de la puesta a punto se mueve al siguiente parámetro operacional, el cual es definido por las prioridades operacionales pre-establecidas. La lógica del controlador de la puesta a punto impulsa el ajuste del parámetro operacional basado en una tabla de "consulta" almacenada dentro de la memoria del controlador de la puesta a punto y las prioridades operacionales pre-establecidas. El controlador de la puesta a punto preferentemente dirige un parámetro operacional a la vez. Por ejemplo, los criterios de la puesta a punto dominantes dictan el primer ajuste a ser hecho. En el ejemplo preferente discutido más adelante, la distribución de combustible / parámetro divisor es primero ajustado. Como se indicó en la figura 2, el divisor de combustible del circuito de combustible 1 - la tobera central en el combustor -es primero dirigida, seguida por la divisor para el circuito de combustible 2 — las toberas externas en el combustor. Los ajustes de temperatura en la entrada del gas combustible generalmente siguen los ajustes divisores de combustible cuando sea necesario. Dentro de cada paso, existe un ajuste incremental, seguido por un tiempo de retardo para permitir que la operación de turbina ajustada se estabilice. Después del tiempo de retardo, si los datos operacionales actuales analizados por el controlador de la puesta a punto indican que la operación de la turbina todavía permanece fuera de las normas operacionales, se hace el siguiente ajuste incremental. Este patrón se repite para cada paso. En la mayoría de las circunstancias, solo cuando un paso de ajuste es completado se mueve el mando de la puesta a punto al siguiente parámetro operacional. El controlador de la puesta a punto preferentemente controla la operación de combustión para mantener la adecuada puesta a punto en condiciones variables de temperatura ambiente, humedad y presión, todas las cuales varían con el tiempo y tienen un efecto significante en la operación de la turbina. El controlador de la puesta a punto puede también mantener la puesta a punto de la turbina durante la variación en la composición del combustible. La variación en la composición del combustible puede causar un cambio en la liberación de calor, lo cual puede guiar a emisiones inaceptables, una combustión inestable, o aún un estallido. El controlador del pone a puntodor preferentemente no sirve para ajustar la composición del combustible para compensar; más bien, éste pone a punto los parámetros operacionales (distribución de gas combustible, temperatura de entrada de gas combustible, y/o turbina proporción combustible/aire) para dirigir los efectos en la salida y descarga de combustión. En otras dinámicas de la puesta a punto, se contempla un orden alterno para los ajustes. Por ejemplo, si la prioridad operacional dominante es óptima para las emisiones NOx, el ajuste de la temperatura del combustible puede ser saltado, yendo directamente a las curvas de control operacional. Por ejemplo, si las dinámicas es la prioridad operacional (y el conmutador 14 de emisión NOx óptimo está en apagado), el incremento del ajuste de temperatura del combustible puede ser llevado a cabo antes de ir a las curvas de control operacionales. De manera alternativa, el paso para hacer ajustes de conformidad con las curvas de control operacionales puede ser apagado completamente. En la figura 5-8, se muestran varios ejemplos operacionales de la operación de la puesta a punto de un controlador de la puesta a punto de la presente invención basado en datos operacionales a partir de un sistema de turbina encendido. En la figura 5, un cambio en el divisor de combustible del combustor es logrado en reacción con una alarma dinámica que es generada cuando las dinámicas del combustor se muevan hacia afuera de las prioridades operacionales ajustadas para las dinámicas óptimas. Los datos de las dinámicas del combustor actúales recibidos de, por ejemplo, el CDMS 50 son designados como CD en la gráfica. El porcentaje de movimiento para las dinámicas del combustor es identificado en la gráfica como ACD. Cuando las dinámicas del combustor exceden el valor limitante de las dinámicas DL para un periodo de ajuste de tiempo TA una alarma se apaga dentro del controlador de la puesta a punto. Esta alarma causa un primer evento E1 y un ajuste resultante de incremento en el parámetro de la puesta a punto del divisor de combustible del combustor. Como se ¡lustró, el aumento incremental en el divisor de combustible causa una caída correspondiente en las dinámicas del combustor CD, con las dinámicas del combustor promedio ACD cayendo por debajo de la dinámica del límite de alarma DL. A medida que el tiempo continúa, la puesta a punto se lleva a cabo mediante el controlador de la puesta a punto y la dinámica del combustor promedio ACD que mantiene su posición operación por debajo del límite de la dinámica DL. Así, no son necesarios ajustes posteriores o alarmas emitidas. En la figura 6, el criterio de puesta a punto son las emisiones NOx. Como los datos NE de emisiones NOx son recibidos a partir del controlador de la puesta a punto, una alarma es generada después del paso del tiempo TA. La alarma es causada por las emisiones NOx Ne que exceden la norma operacional o límite de puesta a punto EL. La alarma activa un primer evento E1 resultando en un aumento incremental en el divisor de combustible FS. Después de un período de tiempo T2 a partir del primer evento E1 , la alarma NOx está todavía activada debido a que las emisiones NOx NE exceden el límite EL de la puesta a punto pre-establecido. Esta alarma continúa después de tiempo T2 que causa un segundo evento E2 y un segundo aumento incremental en el valor divisor del combustible FS. Este segundo aumento es igual al primer aumento incremental. El segundo evento E2 causa que las emisiones NOx NE caigan por debajo del límite pre-establecido EL dentro del período de tiempo revisado y detenga la alarma. A medida que las emisiones NOx NE permanezcan por debajo del límite EL, la puesta a punto del divisor de combustible FS se mantiene y la operación de la turbina continúa con los parámetros operacionales definidos. En la figura 7, el criterio de puesta a punto es nuevamente emisiones NOx, con la alarma creada mediante una lectura baja recibida por el controlador de la puesta a punto. Como se muestra, el límite NL de puesta a punto NOx es definido. Al paso del periodo de tiempo establecido a partir de los datos de recepción, la alarma es generada y ocurre un primer evento E1 . En el primer evento E1 , el divisor de combustible es ajustado a la baja de manera gradual. Después de que la trayectoria de ajuste de tiempo a partir del evento E1 los datos de emisiones adicionales NE son recibidos y comparados con el límite pre-establecido EL. Ya que el NOx está todavía por debajo del nivel de la alarma El, un segundo evento E2 ocurre resultando en una reducción ulterior en el valor divisor de combustible FS. Una trayectoria ulterior de tiempo a partir del evento E2 ocurre y los datos adicionales son recibidos. Nuevamente, los datos NOx son bajos, manteniendo la alarma y resultando en un evento ulterior E3. En un evento E3, el valor divisor de combustible FS es nuevamente reducido por la misma cantidad incremental. Este tercer ajuste incremental resulta en las emisiones NOx NE que surgen sobre el límite preestablecido EL y da como resultado la remoción de la alarma. El valor de puesta a punto FS del divisor de combustible ajustado después de que el evento E3 es llevado a cabo en el lugar mediante el controlador de la puesta a punto. En la figura 8, las emisiones NOx de datos NE recibidas por el controlador de la puesta a punto son nuevamente rastreadas a lo largo del límite EL de emisiones bajas. En el primer evento de puesta a punto E1 , el valor del divisor de combustible FS es incrementalmente caído para resultar en un incremento correspondiente en las emisiones NOx NE sobre el límite EL más bajo. Después del primer ajuste incremental, las emisiones NOx por un periodo de tiempo se mantienen sobre el límite EL y luego comienzan nuevamente a caer. En el segundo evento de puesta a punto E2, el valor del divisor de combustible FS es nuevamente ajustado por el valor incremental fijado designado. Este segundo ajuste entonces coloca el valor FS del divisor de combustible en su mínimo definido dentro del rango pre-establecido de valores. Este límite de valores mueve la operación de la puesta a punto al siguiente parámetro operacional, el cual es normalmente el segundo ajuste del circuito de combustible. En el ejemplo proporcionado, este segundo valor del circuito (no mostrado) ya está en su máximo/mínimo ajustado. Así, la operación de la puesta a punto se mueve al siguiente parámetro operacional. La operación de la puesta a punto se mueve hacia las curvas de control de carga. Como se muestra, en un evento E2 un ajuste incremental está hecho en el valor LC de la curva de control de carga. El incremento en el valor LC resulta en un aumento correspondiente en la emisión NOx a un valor sobre el mínimo EL y remueve la alarma. A la remoción de la alarma, los ajustes de puesta a punto son mantenidos y no se hacen ajustes posteriores. El controlador de la puesta a punto entonces procede para recibir datos a partir de los medios del sensor, a través del DCS, y continúa haciendo comparaciones con las normas operacionales ajustadas (incluyendo el límite EL de emisiones mínimas NOx). Las figuras 9A y 9B son representaciones esquemáticas de la operación del controlador de la puesta a punto dentro de la invención contemplada. La operación de la turbina es definida por la emisión de salida de la turbina, tanto NOx como CO, la dinámica de la turbina y la estabilidad del encendido. En la figura 9A, un sistema de puesta a punto es definido por una capacidad operativa preferente en el centro de un diamante operacional. Esta capacidad operacional preferente es típica y manualmente ajustada con base en una puesta en marcha anterior u operación del sistema de turbina. Sin embargo, los cambios . climáticos, tanto cálidos como fríos, y los cambios mecánicos dentro del sistema de turbina causan una tendencia dentro del diamante operacional. Por lo tanto se desea una puesta a punto para mantener la operación de la turbina dentro del rango preferente. En la figura 9B, un margen o amortiguador definidos es ajustado dentro del diamante operacional para servir como advertencia para una tendencia de la operación de turbina fuera de la capacidad operativa preferente. Una vez uno de los valores operacionales detectados alcanza la línea o límite del amortiguador definido, una alarma es generada, causando un evento de puesta a punto. Basándose en la dirección de la tendencia, el controlador de la puesta a punto crea una reacción pre-establecida para reunir las especificaciones de la puesta a punto necesaria. Esta reacción preestablecida es un cambio incremental definido en un parámetro operacional de la turbina como un medio para mover la capacidad operativa de la turbina de nuevo al rango deseado, y fuera del límite del amortiguador. La presente invención ha sido descrita e ilustrada con respecto a un número de modalidades ejemplares del mismo. Debe entenderse por aquellos expertos en la técnica de lo anterior que varios otros cambios, omisiones y adiciones pueden hacerse ahí, sin apartarse del espíritu y alcance de la presente invención, con el alcance de la presente invención que es descrito por las reivindicaciones anteriores.

Claims

REIVINDICACIONES

1 . Un sistema para poner a punto la operación de una turbina de gas, la turbina tiene sensores para medir los parámetros operacionales de la turbina, los parámetros operacionales incluyen dinámicas del combustor y emisiones del escape de la turbina, la turbina también tiene controles operacionales para varios elementos operacionales de la turbina, tales como la distribución de combustible de la turbina y/o la temperatura del combustible, y un enlace de comunicación para los sensores y controles, caracterizado el sistema porque comprende: un controlador que se comunica con los sensores y los controles, el controlador pone a punto la operación de la turbina de conformidad con lo siguiente: recibir datos operacionales provenientes de los sensores, comparar los datos operacionales para almacenar norma operacionales y determinar si la operación de la turbina conforma se ajusta a las normas operacionales, las normas operacionales están basadas en las prioridades operacionales, comunicar con los controles operacionales para llevar a cabo un ajuste seleccionado en un parámetro operacional de la turbina, recibir datos operacionales de los sensores al comunicar el ajuste seleccionado para determinar si se desea un ajuste incremental adicional, y al completar una serie de ajustes increméntales, se selecciona un ajuste de parámetro operacional adicional, y recibir datos operacionales de los sensores tras el ajuste operacional adicional para determinar si todavía se desea el ajuste adicional.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los ajustes en el parámetro operacional de la turbina son seleccionados del grupo que comprende un divisor de distribución de combustible del combustor dentro de las toberas del combustor, la temperatura de la entrada de gas combustible, y la proporción de combustible/ aire dentro de la turbina.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la puesta a punto mediante el controlador además comprende ajustar las prioridades operacionales para la operación de la turbina, las prioridades operacionales comprenden una o más emisiones NOx óptimas, una salida óptima de potencia y dinámicas óptimas del combustor.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado además porque la puesta a punto mediante el controlador en donde las normas operacionales almacenadas para la operación de turbina son seleccionadas basándose en las prioridades operacionales de ajuste.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado además porque la puesta a punto mediante el controlador comprende además determinar el criterio de puesta a punto dominante para la operación no-conforme de la turbina, el criterio de puesta a punto dominante basado en las prioridades operacionales de ajuste.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el controlador se comunica con los sensores de turbina y controles a través de un sistema de control de distribución (DCS).

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el controlador selecciona un parámetro operacional de ajuste teniendo un valor incremental fijo.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque el controlador selecciona un ajuste de parámetro operacional que tiene un rango definido.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque cada ajuste incremental está en la entrada sobre un periodo definido de tiempo suficiente para que la turbina gane estabilidad operacional.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el periodo definido de tiempo es fijo. 1 1 . El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque la puesta a punto mediante el controlador además comprende determinar el criterio de puesta a punto dominante para la operación no conforme de la turbina, el criterio de puesta a punto dominante basado en las prioridades operacionales de ajuste para la turbina. 12. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque el valor de ajuste incremental seleccionado está basado en el criterio de puesta a punto dominante. 13. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el ajuste seleccionado ulterior incluye un valor incremental fijo y un rango definido, con cada uno de los ajustes increméntales ulteriores hechos sobre un periodo de ajuste de tiempo suficiente para la turbina para ganar una estabilidad operacional. 14. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el parámetro operacional ulterior es seleccionado basándose en un criterio de puesta a punto dominante como se determinó por el controlador. 15. Un sistema del controlador para poner a punto la operación de una turbina de gas, la turbina tiene medios del sensor para medir parámetros operacionales de la turbina, tales como emisiones apiladas y/o dinámicas de combustión de la turbina, medios de control para varios elementos operacionales de la turbina, incluyendo distribución de combustible o temperatura del combustible, y un enlace de comunicación para los medios del sensor y los medios de control del elemento operacional, caracterizado el sistema del controlador porque comprende: medios para ajustar las prioridades operacionales para la operación de la turbina, incluyendo uno o más de los grupos que comprenden emisiones óptimas de NOx, salida óptima de potencia y dinámicas óptimas del combustor, medios de recepción para comunicarse con los medios del sensor para recibir datos operacionales de turbina, medios para comparar los datos recibidos a u grupo de valores permitidos predeterminados basados en las prioridades operacionales de ajuste y para determinar si el ajuste de puesta a punto es requerido, medios de dirección para comunicarse con los medios de control para llevar a cabo un ajuste incremental definido en un parámetro operacional seleccionado controlado por los medios de control, y medios para determinar si los ajustes increméntales conforman la operación de la turbina a los valores establecidos o si se requiere que el ajuste ulterior se lleve a cabo, medios para determinar si el ajuste incremental conforma la operación de la turbina a los valores de ajuste o si se requiere que se lleve a cabo un ajuste ulterior. 16. Un sistema para poner a punto la operación de la turbina de gas, la turbina tiene un sensor de medios para medir los parámetros operacionales de la turbina, incluyendo pilas de medios y/o dinámicas de la combustión a partir de la turbina, medios de control para varios elementos operacionales de la turbina, incluyendo la distribución de combustible, temperatura de combustible y/o temperatura del escape de la turbina, y un enlace de comunicación entre los medios del sensor y los medios de control del elemento operacional, caracterizado el sistema porque comprendé: un controlador de computadora que se comunica a través del enlace de comunicación a los medios del sensor y los medios de control, el controlador de la computadora pone a punto la operación de la turbina de conformidad con lo siguiente recibir datos operacionales de los medios del sensor de la turbina, comparar los datos operacionales a una norma operacional almacenada y determinar si es necesario el ajuste de los medios de control operacional. cuando se determine un ajuste requerido, la comunicación con los medios de control operacional a través del enlace de comunicación para llevar a cabo un ajuste incremental definido en un parámetro operacional de la turbina, y recibir los datos operacionales de los medios del sensor de turbina con respecto a la operación ajustada de la turbina y comparar los datos de operación de la norma operacional almacenada para determinar si es necesario un ajuste incremental ulterior en un parámetro operacional. 17. Un método para poner a punto la operación de una turbina de gas, la turbina tiene sensores para medir los parámetros operacionales de la turbina, los controles para varios elementos operacionales de la turbina, y un sistema de control distribuido (DCS) comunicando con los medios del sensor y los medios de control del elemento operacional, caracterizado el método porque comprende: establecer un enlace de comunicación con el DCS y recibir los dato a partir de los sensores, comparar los datos recibidos a una norma de ajuste para determinar si el ajuste es deseado dentro de los controles operacionales, comunicarse con el DCS para llevar a cabo un ajuste incremental definido en un parámetro operacional de la turbina que es controlado por los controles, y recibir datos adicionales a través del DCS con respecto a la operación de la turbina a partir de los sensores y determinar si los ajustes conforman la operación de la turbina a una norma de ajuste o si se desea un ajuste incremental ulterior. 18. Un método para la determinación de un escenario de puesta a punto del sistema de combustión de la turbina de gas dominante a través del uso de la lógica jerárquica booleana y niveles múltiples de ajustes de control. 19. Un método para el control automatizado de la temperatura de combustible de la entrada de la turbina de gas a través de la modificación automatizada del punto de ajuste de control de temperatura de gas combustible dentro de un Sistema de Control Distribuido (DCS). 20. Un método para el control automatizado de la temperatura de combustible de la entrada de la turbina de gas a través de la modificación automatizada del punto de ajuste de control de temperatura de gas combustible dentro del controlador de temperatura de gas combustible. 21. Un método para transferir señales de control de turbina a un controlador de turbina de gas a través del uso de una red de comunicación de turbina de gas existente con un dispositivo de control externo (por ejemplo, el puerto del protocolo de comunicación Ethernet o de Serie ODBUS existente en el controlador de la turbina para la comunicación con el DCS de la planta). 22. Un método para la modificación a ün sistema de combustión de turbina de gas con requerimientos de auto puesta a punto / ajustes mediante una Pantalla de la Interfaz del Usuario, la cual utiliza conmutadores de palanca de lógica booleana para seleccionar el criterio de optimización deseado por el usuario. 23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque uno de los criterios de optimización es la Dinámica de Combustión óptima, porque al alternar este conmutador cambia la magnitud de los ajustes del control de la dinámica del combustor.