способ определения массового расхода всасывания газовой турбины

Формула изобретения

1. Способ определения массового расхода всасывания (48) газовой турбины (1), при котором определяется массовый расход всасывания (48) с применением входного давления (40а) турбины, потери (40b) давления в камере сгорания и потери давления между окружающей средой и входом (40с) компрессора в качестве входных параметров (40а, 40b, 40с),

причем определение осуществляется без решения энергетических балансов и без информации о теплотворной способности топлива и без информации о массовом расходе топлива,

причем для каждого входного параметра (40а, 40b, 40с) определяется соответственно предварительное значение для массового расхода всасывания (42а, 42b, 42с),

причем для каждого предварительного значения (42а, 42b, 42с) посредством перекрестного сравнения с соответствующими другими предварительными значениями определяется соответствующее проверенное на достоверность значение (44), и

причем для массового расхода всасывания (48) газовой турбины (1) формируется характеристический параметр как среднее значение из проверенных на достоверность значений (44).

2. Способ по п.1, при котором на основе массового расхода всасывания определяется рабочая мощность газовой турбины одновальной установки, в которой газовая турбина и паровая турбина размещены на общем валу.

3. Способ диагностики газовой турбины (1), содержащей множество компонентов, при котором дополнительная мощность, на которую повысилась бы рабочая мощность газовой турбины (1) в случае очистки одного из компонентов, автоматически прогнозируется,

причем при прогнозе дополнительной мощности массовый расход всасывания (48) газовой турбины (1) применяется в качестве параметра, и причем массовый расход всасывания (48) определяется способом по п.1 или 2.

4. Способ по п.3, при котором дополнительная мощность прогнозируется в случае очистки компрессора (2).

5. Способ по п.3 или 4, при котором при прогнозе дополнительной мощности в качестве параметра применяется кпд (50) компрессора газовой турбины (1).

6. Способ по п.3 или 4, при котором соответствующие параметры нормируются по отношению к опорным условиям.

7. Способ по п.5, при котором соответствующие параметры нормируются по отношению к опорным условиям.

8. Способ по п.3 или 4, при котором при прогнозе дополнительной мощности применяются параметры одинаковых по конструкции и/или подобных по конструкции газовых турбин (64) в качестве сравнительных параметров.

9. Способ по п.7, при котором при прогнозе, дополнительной мощности применяются параметры одинаковых по конструкции и/или подобных по конструкции газовых турбин (64) в качестве сравнительных параметров.

10. Способ по п.3 или 4, при котором формируется прогноз временного развития (58, 60) соответствующего параметра.

11. Способ по п.5, при котором формируется прогноз временного развития (58, 60) соответствующего параметра.

12. Способ по п.7, при котором формируется прогноз временного развития (58, 60) соответствующего параметра.

13. Способ по п.3 или 4, при котором в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли временно остановить газовую турбину (1) для устранения загрязнения, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени (34) для временной остановки.

14. Способ по п.5, при котором в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли временно остановить газовую турбину (1) для устранения загрязнения, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени (34) для временной остановки.

15. Способ по п.6, при котором в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли временно остановить газовую турбину (1) для устранения загрязнения, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени (34) для временной остановки.

16. Способ по п.7 или 9, при котором в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли временно остановить газовую турбину (1) для устранения загрязнения, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени (34) для временной остановки.

17. Способ по п.10, при котором в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли временно остановить газовую турбину (1) для устранения загрязнения, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени (34) для временной остановки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу определения массового расхода всасывания газовой турбины. Оно также относится к способу диагностики газовой турбины, содержащей множество компонентов, при котором дополнительная мощность, на которую повысилась бы рабочая мощность газовой турбины в случае очистки некоторых из компонентов, автоматически прогнозируется.

В случае газовой турбины во время ее срока службы уменьшаются ее мощность и ее кпд из-за загрязнения, образования наслоения, уноса и коррозии, из-за чего на весь процесс работы электростанции оказывается негативное влияние. В особенности, аэродинамические части компрессора на входе газовой турбины затрагиваются этим.

Загрязнение газовой турбины вызывается прилипанием частиц к поверхностям. Масляный и водяной туман способствуют тому, что пыль и аэрозоль могут скапливаться на лопатках. Наиболее часто встречающиеся загрязнения и наслоения являются смесями из смачивающей воды, водорастворимых и водонерастворимых материалов. В газовой турбине могут возникать загрязнения из-за осаждений золы и несгоревших твердых чистящих средств. Подобные вредные вещества, загрязняющие воздух, прилипают как чешуйки к компонентам проточного канала газовой турбины и реагируют с ними. Кроме того, возникают поверхностные нарушения целостности из-за соударения частиц и истирания, которые обычно определяются как эрозия.

Кроме того, куски льда, которые образуются на входе газовой турбины, могут отделяться и ударяться о компоненты в проточном канале газовой турбины. Чтобы предотвратить это, используется так называемая противообледенительная система. При этом за счет подогрева воздуха предотвращается спадание температуры воздуха на входе в газовую турбину ниже точки замерзания, и поэтому вода не замерзает.

Описанные процессы старения обуславливают повышенную шероховатость лопаток. Это приводит к сравнительно высоким потерям трения в газовой турбине, так как ламинарные течения в пограничном слое могут превратиться в турбулентное течение, и, таким образом, это может вызвать повышенное сопротивление потока. Кроме того, за счет износа и коррозии увеличиваются зазоры в газовой турбине. Потери из-за повышенного течения в зазорах возрастают, и эффективность установки снижается.

Влияние явлений старения на входе газовой турбины, то есть в компрессоре, особенно велико. Геометрические изменения лопаток вследствие эрозии, наслоений и повреждений обуславливают пониженную производительность газовой турбины. Возникающие наслоения, эрозия и коррозия на входе приводят к изменяющимся углам входа, которые очень сильно влияют на термодинамические характеристики. Подвергшийся старению компрессор может, при обстоятельствах, привести к срыву течения.

Старение компрессора действует негативно на кпд газовой турбины, мощность газовой турбины и выходной массовый расход газовой турбины. Чтобы противодействовать снижению мощности газовой турбины, проводятся регулярные промывки компрессора. Лопатки компрессора могут при этом промываться в оперативном и автономном режиме. При оперативном режиме турбинная установка во время очистки продолжает эксплуатироваться, но нагрузка газовой турбины лишь незначительно понижается. Оперативные промывки главным образом применяются для предотвращения роста загрязняющего слоя. Обычно оперативная промывка проводится один раз ежедневно полностью деминерализованной водой и каждый третий день с моющими средствами.

Для автономной промывки установка, напротив, останавливается. Чтобы избежать термических напряжений, она в течение шести часов охлаждается с помощью валоповоротного устройства. Автономная промывка обычно проводится один раз в месяц. Если турбинная установка в течение сравнительно длительного времени не очищалась, то для типовых установок необходимо, как правило, выполнить автономную промывку, так как методами оперативной очистки загрязнения уже невозможно удалить.

Автономная промывка обуславливает при этом более высокое восстановление мощности, чем оперативная промывка. С помощью автономной промывки может быть достигнуто восстановление мощности в несколько процентов. Оперативная промывка обуславливает меньшее восстановление мощности. Самая эффективная очистка лопаток может быть достигнута комбинацией оперативной и автономной промывок. Регулярная оперативная промывка расширяет интервалы времени между требуемыми автономными промывками.

Оптимальный момент времени для автономной промывки часто определяется эксплуатационником согласно чисто экономическим аспектам эксплуатации, например, временами низкой нагрузки. Это означает, что решение о моменте времени удаления загрязнения некоторых из компонентов турбинной установки, например, посредством промывки компрессора, основывается только на опытных значениях согласно экономическим аспектам или согласно предварительным исследованиям при постоянных граничных условиях.

В качестве альтернативы, определение момента времени автономной промывки может осуществляться на основе текущего прогноза выигрыша по мощности газовой турбины, ожидаемого от автономной промывки. При этом подобный прогноз устанавливается обычно на основе изменения кпд компрессора газовой турбины, который служит в качестве параметра для степени загрязнения компрессора. Подобные способы прогнозирования известны, например, из WO 2005/090764 A или из статьи Scheppers at al.: Optimierung der Online- und Offline-Wäsche an einer 26-MW-Gasturbine under besonderer Berücksichtigung der Leistungssteigerung , VGB Kraftwerktechnik, Bd. 79, Nr.3.

Однако измеренные данные, которые используются для определения кпд компрессора, могут характеризоваться сравнительно высокой недостоверностью данных, что затрудняет точный прогноз ожидаемого выигрыша по мощности вследствие автономной промывки и, тем самым, определение оптимального по затратам момента времени для такой автономной промывки.

Для повышения точности подобного прогноза необходимо минимизировать статистические неточности. Это может быть обеспечено за счет, например, улучшения измерительной аппаратуры или повышения числа измерений. При этом, однако, такое повышение ведет лишь к уменьшению статистической ошибки, но также необходимо существенно снижать систематические ошибки при прогнозе дополнительной мощности. Это может достигаться тем, что дополнительно привлекаются другие параметры для прогноза дополнительной мощности. Подобным параметром, который характерен для мощности газовой турбины, является массовый расход всасывания газовой турбины.

Массовый расход всасывания в качестве параметра для рабочей мощности газовой турбины, вследствие высоких затрат, высокой неточности измерения и опасности повреждения, обычно не измеряется непосредственно, а определяется косвенным путем на основе процедур уравновешивания. Для прямого измерения потребовалось бы использование очень дорогостоящих инструментов, поскольку, во-первых, имеют место очень высокие температуры, а во-вторых, необходимо обязательно избегать обрыва сенсоров из-за вероятно высокого косвенного ущерба на системе лопаток турбины.

Поэтому в основе изобретения лежит задача предложить способ для определения массового расхода всасывания вышеназванного типа, который обеспечивает возможность особенно надежного прогноза ожидаемого выигрыша по мощности при очистке.

Эта задача в соответствии с изобретением решается тем, что для определения массового расхода всасывания определяются входное давление турбины, потеря давления в камере сгорания и/или потеря давления между средой и входом компрессора в качестве входных параметров.

При этом изобретение исходит из того, что для энергетического баланса всей газовой турбины с одной стороны и камеры сгорания с другой стороны в качестве входных параметров, в том числе, необходимы рабочая мощность, массовый расход топлива и теплотворная способность топлива. Эти значения, однако, сравнительно трудно определяются и подвержены очень высоким ошибкам. В комбинированной электростанции, в которой газовая турбина эксплуатируется совместно с паровой турбиной на валу, мощность газовой турбины как одиночное значение может определяться лишь со сравнительно высокими затратами и неточно, так как в распоряжении имеется общая мощность всей комбинированной электростанции. Поэтому для определения массового расхода всасывания определяется потеря (падение) давления в камере сгорания и/или потеря давления между средой и входом компрессора в качестве входных параметров.

При этом входное давление турбины может с помощью уравнения давления массы согласно Stodola переводиться в значение для массового расхода всасывания, в то время как из потери давления в камере сгорания или потери давления между средой и входом компрессора можно определить соответствующие коэффициенты сопротивления, которые могут использоваться при определении массового расхода всасывания. Подобное определение массового расхода всасывания без решения энергетического баланса сопровождается лишь существенно меньшими статистическими ошибками и поэтому обеспечивает возможность более точного прогноза дополнительной мощности, на которую повысилась бы рабочая мощность газовой турбины в случае очистки компонентов.

Для того чтобы дополнительно минимизировать статистические ошибки при определении массового расхода всасывания, предпочтительным образом для определения массового расхода всасывания из некоторого числа входных параметров определяется, соответственно, предварительное значение для массового расхода всасывания, причем для каждого предварительного значения посредством перекрестного сравнения с соответствующими другими предварительными значениями определяется соответствующее проверенное на достоверность значение. Подобное перекрестное сравнение может осуществляться, например, следуя VDI2048. Это основывается, по существу, на принципе выравнивания по Гауссу, основная мысль которого состоит не только в применении требуемого для решения минимального количества измеряемых параметров, а помимо этого в определении всех достижимых измеряемых параметров вместе с соответствующими дисперсиями и ковариациями. Для предложенного изобретения это означает, что используются все достижимые входные параметры, чтобы определить предварительное значение для массового расхода всасывания.

Так как здесь постоянно речь идет о том же самом физическом массовом расходе всасывания, истинные значения входных параметров должны быть такими, чтобы все возникающие предварительные значения были равными. На основе этого предположения получают с помощью метода Гаусса непротиворечивые оценочные значения для фактических значений измеряемых параметров и проверенные на достоверность значения для массового расхода всасывания. Полученные таким образом проверенные на достоверность значения для массового расхода всасывания затем усредняются и образуют тем самым характеристику с особенно малыми статистическими ошибками для определения рабочей мощности газовой турбины.

Выбор момента времени автономной промывки, необходимой для получения высокой рабочей мощности газовой турбины при особенно низких затратах достижим за счет возможно более точного прогноза выигрыша по мощности из-за такой автономной промывки газовой турбины. Иными словами, чтобы установить, оправдана ли экономически автономная промывка в текущий момент времени по отношению к производственному сбою из-за остановки газовой турбины, должно быть в каждый момент времени известно с максимально возможной точностью, насколько высок ожидаемый выигрыш по мощности, обусловленный автономной промывкой. Поэтому в способе диагностики газовой турбины, содержащей множество компонентов, который с помощью работы массового расхода всасывания вырабатывает подобный прогноз, предпочтительным образом применяется вышеописанный способ для определения массового расхода всасывания.

В газовой турбине компрессор расположен со стороны среды потока перед всеми другими компонентами, такими как, например, камера сгорания. Соответственно, компрессор является компонентом, в наибольшей степени подверженным влиянию окружающей среды, включая втекающую пыль и частицы грязи. Поэтому предпочтительным образом проводится особенно очистка компрессора, так как он имеет наивысшую степень загрязнения и, таким образом, соответствующая очистка имеет особенно позитивное влияние на выигрыш в рабочей мощности газовой турбины.

Для дальнейшего уменьшения статистических и систематических ошибок газовой турбины массовый расход всасывания не доложен предусматриваться как единственная характеристика для определения рабочей мощности газовой турбины. Поэтому в предпочтительном выполнении в качестве характеристики дополнительно применяется кпд компрессора газовой турбины.

При измерении входных характеристик должно приниматься во внимание, что, в частности, термодинамические параметры газовой турбины являются зависимыми от соответствующих условий окружающей среды, таких как воздушное давление и внешняя температура. Чтобы, однако, иметь возможность измеренные значения сравнивать между собой в различные моменты времени, необходимо соответствующие характеристики нормировать относительно опорных условий. В качестве нормы применяются условия ISO (Международная организация по стандартизации) (температура 15°С, давление 1,013 бар, влажность воздуха 60%).

Для того чтобы из вычисленной текущей рабочей мощности газовой турбины прогнозировать дополнительную мощность в случае очистки одного из компонентов газовой турбины, необходимо опорное значение для рабочей мощности очищенной газовой турбины. При этом рабочая мощность газовой турбины, вдобавок к ее степени загрязнения, также зависит от независимой от загрязнения эрозии и поэтому, по существу, от срока службы газовой турбины. Чтобы получить такое опорное значение, при прогнозе дополнительной мощности предпочтительным образом применяют характеристики сходных по конструкции и/или подобных по конструкции газовых турбин в качестве сравнительных параметров. За счет этого можно, в частности, рабочую мощность после очистки особенно хорошо прогнозировать, и в целом может быть достигнут более точный прогноз дополнительной мощности за счет очистки газовой турбины.

Дополнительная мощность за счет очистки одного из компонентов газовой турбины часто должна определяться не только в отношении немедленно осуществляемой очистки, но также и для временных интервалов, лежащих в будущем, чтобы обеспечить возможность долговременного планирования очистки. Для этого в предпочтительном выполнении создается прогноз временного развития соответствующей характеристики. Такой прогноз возможен за счет многих оценок входных характеристик или измеренных значений в различные моменты времени.

Особенно оптимальный по затратам режим работы газовой турбины возможен, если определение моментов времени автономной промывки газовой турбины осуществляется не только чисто с экономической точки зрения, как, например, во время слабой нагрузки, но и на основе точного прогноза рабочей мощности газовой турбины в будущем. Для этого предпочтительным образом в зависимости от значения определенной дополнительной мощности, во взвешивании с экономическими общими затратами, определяется, следует ли газовую турбину для устранения загрязнения временно остановить, и, при необходимости, определяется оптимальный момент времени для временной остановки. За счет точного прогноза достигаемой путем автономной промывки дополнительной мощности определение момента времени для подобной автономной промывки может осуществляться на основе существенно более точного анализа, при котором затраты и выгоды автономной промывки могут точно взвешиваться по отношению друг к другу.

Предпочтительным образом способ находит применение в газотурбинной установке с газовой турбиной, имеющей множество компонентов, систему управления, которая информационно-технически связана с некоторым количеством сенсоров, размещенных в газовой турбине, для определения входных параметров, причем система управления включает в себя модуль прогнозирования.

В предпочтительном выполнении в модуль прогнозирования могут считываться данные банка данных со сравнительными параметрами газовых турбин идентичной и/или подобной конструкции. Для этого модуль прогнозирования должен иметь соответственно открытую архитектуру, которая обеспечивает возможность подобного считывания. Это может происходить с помощью переносного носителя данных или через постоянное соединение данных с банком данных, то есть банк данных может быть загружен в перезаписываемое запоминающее устройство в системе управления или может храниться на внешнем сервере, который через линию передачи данных соединен с системой управления газовой турбины.

Это обеспечивает возможность коррекции между данными газовых турбин идентичной и/или подобной конструкции, за счет чего может осуществляться обращение к особенно хорошей экспериментальной базе и, тем самым, достигаются сниженные статистические ошибки. И наоборот, данные, полученные для газовой турбины, могут также использоваться для расширения банка данных, при этом они предоставляются в банк данных и там сохраняются.

Предпочтительным образом модуль прогнозирования подходит для применения в газотурбинной установке для осуществления вышеуказанного способа.

Достигаемые с помощью изобретения преимущества состоят, в особенности, в том, что посредством определения массового расхода всасывания газовой турбины посредством входного давления турбины, потери давления в камере сгорания и/или потери давления между окружающей средой и входом компрессора, возможен сравнительно точный анализ степени загрязнения газовой турбины, в частности, ее уплотнителя. За счет этого возможно перспективное, согласованное с эксплуатационными и экономическими обстоятельствами планирование автономной промывки газовой турбины, за счет чего может достигаться особенно высокий кпд газовой турбины во время ее срока службы. Описанный здесь способ позволяет к тому же определять массовый расход всасывания без какого-либо знания данных о топливе и без решения связанного со значительными неточностями энергетического баланса. Кроме того, тем самым стало возможным учитывать массовый расход всасывания по отношению к рабочей мощности газовой турбины для одновальных установок, в которых газовая турбина и паровая турбина размещены на общем валу.

Пример выполнения изобретения поясняется более подробно со ссылками на чертежи, на которых показано следующее:

Фиг.1 - продольное сечение газовой турбины,

Фиг.2 - диаграмма временной характеристики рабочей мощности газовой турбины, и

Фиг.3 - схематичное представление способа для прогнозирования достигаемой дополнительной мощности в случае очистки компрессора.

Одинаковые элементы обозначены на всех чертежах теми же самыми ссылочными позициями.

Газовая турбина 1, согласно фиг.1, содержит компрессор 2 для воздуха, необходимого для горения, камеру 4 сгорания, а также турбину 6 для привода компрессора 2 и не показанного генератора или рабочей машины. Для этого турбина 6 и компрессор 2 размещены на общем валу 8 турбины, также называемом рабочим колесом (ротором) турбины, с которым также связан генератор или рабочая машина и который установлен с возможностью вращения вокруг его средней оси.

Устройство 4 камеры сгорания содержит некоторое количество индивидуальных горелок 10, расположенных в форме венца вокруг вала 8 турбины, для сжигания жидкого или газообразного топлива.

Турбина 6 содержит некоторое число связанных с валом 8 турбины вращаемых рабочих лопаток 12. Рабочие лопатки 12 в форме венца размещены на валу 8 турбины и образуют тем самым несколько рядов рабочих лопаток. Кроме того, турбина 6 содержит некоторое число неподвижно установленных направляющих лопаток 14, которые также в форме венца закреплены с образованием рядов направляющих лопаток внутри турбины 6. Рабочие лопатки 12 служат при этом для привода вала 8 турбины за счет передачи импульса от рабочей среды М, протекающей через турбину 6. Направляющие лопатки 14 служат, напротив, для направления потока рабочей среды М между соответствующими двумя расположенными в направлении течения рабочей среды М следующими друг за другом рядами рабочих лопаток или венцами рабочих лопаток.

Компрессор 2 является конструктивным элементом, лежащим ближе всего к воздухозаборнику 16 газовой турбины 1. В соответствии с этим он в наибольшей степени подвергается действию загрязняющих компонентов и обусловленному этим загрязнению газовой турбины 1. Чтобы избежать снижения рабочей мощности газовой турбины 1, компрессор 2 должен регулярно очищаться. При этом относительно часто, например один раз в сутки могут проводиться так называемые оперативные промывки, для которых не требуется остановка газовой турбины 1. С более длительными интервалами, для удаления затвердевшей грязи, турбина должна останавливаться, чтобы провести автономную промывку.

Газовая турбина 1 содержит систему 18 управления, которая через шину 20 данных соединена с различными сенсорами 22, расположенными внутри газовой турбины 1. Для определения оптимальных моментов времени автономной промывки система 18 управления содержит модуль 24 прогнозирования, который обрабатывает полученные сенсорами 22 входные параметры и на основе этих данных определяет степень загрязнения газовой турбины и ожидаемый выигрыш в рабочей мощности от проведенной автономной промывки. Для улучшения качества прогноза в модуль прогнозирования могут считываться сравнительные данные идентичных по конструкции или сходных по конструкции газовых турбин. Для этого система управления через еще одну шину данных 20 соединена с банком 26 данных, который содержит подобные сравнительные данные. Банк 26 данных может находиться на не показанном на чертеже сервере банка данных. В качестве альтернативы сравнительные данные могут также без постоянного соединения данных считываться в банк 26 данных через мобильный носитель данных.

На фиг.2 показано графическое представление временной характеристики рабочей мощности типовой газовой турбины 1. Линия L1 показывает рабочую мощность газовой турбины 1 к моменту времени пуска 30 в эксплуатацию. Линия L2 показывает теоретическую максимальную мощность газовой турбины 1 в течение ее срока службы, спадание которой вызвано только старением и необратимым загрязнением.

Линия L3 показывает дополнительное влияние обратимого загрязнения на рабочую мощность газовой турбины. При этом на участке I показано влияние регулярной оперативной промывки на рабочую мощность газовой турбины. С регулярными интервалами она проводится в установленное время 32, например, один раз в сутки. Это имеет следствием сравнительно незначительный подъем мощности, который, однако, с накоплением по частым оперативным промывкам существенным образом способствует поддержанию мощности газовой турбины 1.

С большими интервалами времени проводятся в определенные моменты времени 34 автономные промывки. Эти автономные промывки имеют следствием существенно большее восстановление мощности, однако требуют существенно больших затрат, так как газовая турбина 1 должна быть остановлена, причем также возникают существенные затраты по стоимости. Поэтому моменты времени 34 должны выбираться предусмотрительным образом, причем это, с одной стороны, должно осуществляться на основе экономических критериев, как, например, цена электрического тока или цена топлива, а с другой стороны, на основе рабочих переменных газовой турбины. В частности, предусмотренный выигрыш по мощности от автономной промывки должен быть известным для оптимального определения моментов времени 34 автономной промывки.

Фиг.3 показывает схематично блок-схему способа для определения дополнительной мощности, на которую повысилась бы рабочая мощность газовой турбины 1 в случае очистки компрессора. Для этого сначала в качестве входных параметров измеряются входное давление 40а турбины, потеря 40b давления в камере сгорания и потеря давления между окружающей средой и входом 40с компрессора. Из входного давления 40а турбины на основе уравнения давления массы согласно Stodola определяется предварительное значение для массового расхода всасывания 42а. Кроме того, потеря 40b давления в камере сгорания и потеря давления между окружающей средой и входом 40с компрессора через выражение с постоянным коэффициентом сопротивления преобразуется в предварительные значения для массового расхода всасывания 42b или 42с.

Различные выражения дают сначала различные предварительные значения для массового расхода всасывания 42а, 42b и 42с. При дополнительном условии, что все массовые расходы всасывания должны быть равными, затем проводится проверка достоверности данных на основе VDI2048. Она корректирует измеренные значения ввиду определенных неточностей так, что предварительные значения для массового расхода всасывания практически являются равными. Из скорректированных таким образом входных параметров возникают, с одной стороны, проверенные на достоверность значения для массового расхода всасывания 44, а, с другой стороны, проверенные на достоверность входные параметры могут применяться как основа для расчета кпд компрессора 46.

Посредством усреднения затем получают сравнительно точные значения для массового расхода всасывания 48 и кпд 50 компрессора для определенного момента времени 52. Эти измерения получают во многие моменты времени 52 и сохраняют. При этом полученные значения соответственно с помощью математической функции, например полинома, пересчитываются к эталонным условиям ISO (температура 15°С, давление 1,013 бар, влажность воздуха 60%), чтобы значения, полученные при различных условиях окружающей среды, можно было связать друг с другом. Из полученных таким образом нормированных значений для массового расхода всасывания 54 и кпд 56 компрессора можно теперь с помощью регрессионного анализа экстраполировать изменение во времени массового расхода всасывания 58 и кпд 60 компрессора. Чтобы гарантировать достаточное качество регрессии, при этом должно иметься не менее чем десять моментов времени 52 измерения.

Для обоих значений, массового расхода всасывания и кпд компрессора, образуется соответственно разность 62 между значениями после последней автономной промывки и текущим моментом времени. Затем каждый из обоих результатов умножается на коэффициент. Эти коэффициенты являются результатом усредненного анализа, т.е. сравнения с такими же и/или подобными по конструкции газовыми турбинами 1. Соответствующие данные могут при этом подаваться от внешнего банка 26 данных. На основе соответствующих статистических неточностей результирующим значениям сопоставлены уровни вероятности.

Оба результата 62 затем с помощью специфических для газовых турбин характеристических величин 64 пересчитываются в мощность газовой турбины. Полученный таким образом прогноз дополнительной мощности в случае очистки компрессора подается затем на выход 68.

Для более точного прогноза дополнительной мощности в случае очистки компрессора, таким образом, учитывается массовый расход всасывания газовой турбины, причем для определения массового расхода всасывания не решается уравнение энергетического баланса и не требуются никакие данные о мощности газовой турбины и топливе. Посредством такого прогноза, подверженного лишь сравнительно незначительной неопределенности, эксплуатационник турбины может точно определить момент времени 34 для автономной промывки на основе специфических для режима работы данных. Тем самым в целом возможен более экономичный по затратам режим работы газовой турбины.