ITMI20111689A1 - Metodo per rilevare malfunzionamenti in una camera di combustione di un impianto a turbina a gas e impianto a turbina a gas - Google Patents

Description

DESCRIZIONE

del brevetto per invenzione industriale dal titolo:

“METODO PER RILEVARE MALFUNZIONAMENTI IN UNA CAMERA DI COMBUSTIONE DI UN IMPIANTO A TURBINA A GAS E IMPIANTO A TURBINA A GASâ€

La presente invenzione à ̈ relativa a un metodo per rilevare malfunzionamenti in una camera di combustione di un impianto a turbina a gas e a un impianto a turbina a gas.

Come à ̈ noto, le attuali normative e le esigenze delle reti di distribuzione rendono sempre più pressante la spinta verso impianti a turbina a gas con prestazioni elevate e bassissimo impatto ambientale in termini di emissioni inquinanti.

In particolare, la necessità di ridurre le emissioni inquinanti richiede un controllo estremamente accurato del processo di combustione che, specialmente in determinate modalità operative, viene portato ai limiti di stabilità.

In queste condizioni, si possono verificare fenomeni di instabilità termoacustica, frequentemente detti anche di “humming†, che deteriorano le prestazioni dell’impianto e devono quindi essere evitati.

Oltre all’accuratezza del controllo, occorre che i bruciatori dell’impianto siano in condizioni di efficienza ottimale. In caso contrario, infatti, i vincoli sui livelli di emissioni e sulle prestazioni difficilmente possono essere rispettati.

D’altra parte, il monitoraggio di alcuni parametri di combustione à ̈ fondamentale per valutare la qualità del processo e l’insorgere di eventuali stati di degrado che potrebbero richiedere interventi di manutenzione. In questo caso, tra l’altro, à ̈ molto importante localizzare con precisione la sede dei malfunzionamenti, allo scopo di minimizzare i tempi di intervento e di fermo macchina, che comporta di regola costi ingenti.

Attualmente, à ̈ prassi di utilizzare le informazioni derivanti da una pluralità di termocoppie disposte allo scarico della turbina e intervallate in modo uniforme lungo una circonferenza. Il flusso alimentato alla camera di combustione e successivamente elaborato dalla turbina mantiene un certo livello di coerenza, per cui dalla posizione angolare di ciascuna termocoppia à ̈ possibile risalire, seppure in modo approssimato, alla posizione angolare di un gruppo di bruciatori a cui corrisponde sostanzialmente la stessa vena fluida. In particolare, in caso di malfunzionamento, i dati anomali forniti da una termocoppia sono riconducibili a un gruppo di bruciatori, almeno uno dei quali à ̈ sede del malfunzionamento. Tuttavia, a causa del parziale mescolamento del fluido tra l’ingresso in camera di combustione e lo scarico della turbina, non à ̈ possibile localizzare un singolo bruciatore indiziato di essere difettoso. Normalmente vengono individuati gruppi di tre-cinque bruciatori, che devono poi essere individualmente ispezionati durante la fermata di manutenzione. Inoltre, la rotazione del flusso elaborato dipende anche dal carico della turbina a gas. La relazione angolare fra termocoppie e bruciatori non à ̈ quindi fissa e, per questo motivo, à ̈ anche più difficile da determinare con precisione.

Scopo della presente invenzione à ̈ quindi fornire un metodo per rilevare malfunzionamenti in una camera di combustione di un impianto a turbina a gas e un impianto a turbina a gas.

Secondo la presente invenzione, viene fornito un metodo per rilevare malfunzionamenti in una camera di combustione di un impianto a turbina a gas e un impianto a turbina a gas come definiti rispettivamente nelle rivendicazioni 1 e 12.

La presente invenzione verrà ora descritta con riferimento ai disegni annessi, che ne illustrano un esempio di attuazione non limitativo, in cui:

- la figura 1 Ã ̈ una vista laterale, sezionata lungo un piano longitudinale, di una porzione di un impianto a turbina a gas;

- la figura 2 Ã ̈ una vista frontale semplificata della porzione di impianto di figura 1;

- la figura 3 à ̈ uno schema a blocchi semplificato di una parte dell’impianto di figura 1;

- la figura 4 à ̈ un grafico che mostra grandezze relative all’impianto di figura 1;

- la figura 5 Ã ̈ un diagramma di flusso semplificato di una prima procedura in accordo a una forma di realizzazione del metodo secondo la presente invenzione; e

- la figura 5 Ã ̈ un diagramma di flusso semplificato di una seconda procedura in accordo a una forma di realizzazione del metodo secondo la presente invenzione.

Con riferimento alla figura 1, un impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica à ̈ indicato nel suo complesso con il numero 1 e comprende un compressore 2, una camera di combustione 3 e una turbina 5.

Il compressore 2 e la turbina 5 sono montati su uno stesso albero a formare un rotore 7 che à ̈ alloggiato in una cassa 8 e si estende lungo un asse M.

Più in dettaglio, il rotore 7 à ̈ provvisto di una pluralità di pale rotoriche di compressore 10 e di pale rotoriche di turbina 11, organizzate in schiere anulari, che sono disposte in successione lungo l’asse M del rotore 7 stesso.

Corrispondenti schiere di pale statoriche di compressore 12 e di pale statoriche di turbina 13 sono fissate alla cassa 8 e sono intervallate rispettivamente alle pale rotoriche di compressore 10 e alle pale rotoriche di turbina 11.

Nella forma di realizzazione qui descritta, la camera di combustione 3 à ̈ di tipo toroidale ed à ̈ disposta attorno al rotore 7, fra il compressore 2 e la turbina 5.

La camera di combustione 3 comprende una pluralità di bruciatori 15. Come mostrato anche in figura 2, i bruciatori 15 sono disposti su una circonferenza e sono angolarmente spaziati fra loro in modo uniforme. In una forma di realizzazione, in particolare, i bruciatori 15 sono in numero N pari a 24 e l’angolo fra due bruciatori 15 adiacenti à ̈ di 15°.

Come mostrato in figura 3, un apparecchio 20 per il monitoraggio delle instabilità termoacustiche comprende un’unità di elaborazione 21 e una pluralità di sensori di pressione dinamica 22. Più precisamente, i sensori di pressione dinamica 22 sono in numero pari ai bruciatori 15 e sono accoppiati ciascuno a un rispettivo bruciatore 15. Ogni sensore di pressione dinamica 22 à ̈ disposto in modo da rilevare le oscillazioni di pressione presenti nella camera di combustione 3 al rispettivo bruciatore 15. I segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN(N = 24 nella forma di realizzazione descritta), indicativi della pressione rilevata ai rispettivi bruciatori 15, sono forniti all’unità di elaborazione 21 per essere elaborati come descritto nel seguito. Ogni segnale di pressione dinamica P1, P2, …, PNà ̈ identificato, ad esempio mediante un’etichetta, in modo da essere riconducibile al rispettivo sensore di pressione dinamica 22 e, di conseguenza, al rispettivo bruciatore 15. Il contenuto armonico dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNà ̈ determinato dalle oscillazioni di pressione dovute alla combustione nelle immediate vicinanze dei rispettivi bruciatori 15. Lo spettro di un possibile segnale di pressione dinamica PIà ̈ riportato puramente a titolo esemplificativo in figura 4. È comunque utile osservare che gli spettri dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNpresentano parametri caratteristici che dipendono dal tipo di macchina e tendono a variare con l’invecchiamento, ma restano riconoscibili. In particolare, gli spettri dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNhanno un ugual numero di massimi a frequenze di picco f1, …, fMche variano poco sia da segnale a segnale, sia nel tempo. In alcuni tipi di macchine, ad esempio, gli spettri presentano ciascuno tre picchi rispettivamente a circa f1= 90 Hz, f2= 120 Hz e f3= 170 Hz (come nell’esempio di figura 4). L’ampiezza dei picchi varia in ragione dell’invecchiamento dei bruciatori e, con il tempo, i contributi a frequenze più elevate tendono ad avere peso maggiore.

L’unità di elaborazione 21 utilizza i segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNper determinare lo stato di funzionamento individualmente di ciascun bruciatore 15 e, in caso di malfunzionamento, per fornire un messaggio di allarme MSG a un controllore di impianto 25. Inoltre, l’unità di elaborazione 21 utilizza i segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNper localizzare il bruciatore 15 sede del malfunzionamento.

In pratica, l’unità di elaborazione 21 determina la condizione iniziale di funzionamento dei bruciatori 15 in condizioni di riferimento alla prima messa in servizio e quindi, attraverso il monitoraggio continuo o periodico, ma comunque a intervalli ravvicinati, segue l’evoluzione nel tempo delle condizioni operative generali dei bruciatori 15, individuando eventuali dinamiche anomale.

Per “prima messa in servizio†si intende qui l’entrata in funzione di un impianto a turbina a gas dopo la realizzazione, dopo un intervento di manutenzione che coinvolge uno o più dei bruciatori 15, dopo l’installazione dell’apparecchio 20, se non presente dall’origine, o comunque dopo una eventuale reinizializzazione dell’apparecchio 20.

Inoltre, le condizioni di riferimento sono condizioni di funzionamento ripetibili e definite da insiemi di parametri (ad esempio, condizioni di minimo tecnico ambientale, “base load†, massimo carico).

La figura 5 illustra la procedura eseguita dall’unità di elaborazione 21 alla prima messa in servizio dell’impianto 1.

L’unità di elaborazione 21 inizia l’acquisizione di serie temporali dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNprovenienti dai sensori di pressione dinamica 22 (blocco 100).

Quindi (blocco 110), di ciascun segnale di pressione dinamica P1, P2, …, PNviene determinato uno spettro iniziale S1(f), S2(f), …, SN(f) su un prefissato numero di campioni, ad esempio mediante FFT.

L’unità di elaborazione 21 determina poi uno spettro di riferimento iniziale SREF(f) dalla media degli spettri iniziali S1(f), S2(f), …, SN(f) su tutta la banda utile dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN(blocco 120):

1 N

SREF<ï€ ̈>f<>ï€1⁄2 SI<ï€ ̈>f<>(1)

NIï€1⁄21

La banda utile à ̈ un intervallo di frequenze f in cui i segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNsono significativamente diversi da zero.

Una volta determinato lo spettro di riferimento iniziale SREF(f), l’unità di elaborazione 21 calcola lo scostamento iniziale ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f) di ciascuno spettro iniziale S1(f), S2(f), …, SN(f) rispetto allo spettro di riferimento iniziale SREF(f) (blocco 130):

ΔSIï€ ̈fï€1⁄2SIï€ ̈fï€SREFï€ ̈f I = 1, 2, …, N (2) Il calcolo degli scostamenti iniziali ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f) à ̈ esteso a tutta la banda utile dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN.

Inoltre, per ciascuno spettro iniziale S1(f), S2(f), …, SN(f) vengono determinati parametri caratteristici, come, in particolare, frequenza e ampiezza dei picchi spettrali (blocco 140).

L’unità di elaborazione 21 esegue poi una prima verifica sugli scostamenti iniziali ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f) rispetto allo spettro di riferimento iniziale SREF(f) blocco 150).

In questa fase, l’unità di elaborazione 21 confronta scostamenti iniziali ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f) con una soglia di scostamento iniziale TH1(f) che può essere determinata sperimentalmente. In una forma di realizzazione, la soglia TH1(f) à ̈ costante su tutta la banda utile dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN.

Se gli scostamenti iniziali ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f) sono inferiori alla soglia TH1(f) su tutta la banda utile (blocco 150, uscita SI), la verifica ha esito positivo e la procedura viene terminata (blocco 160). Se, invece, lo scostamento iniziale ï „SI(f) di uno spettro iniziale SI(f) supera la soglia TH1(f) a una o più frequenze f (blocco 150, uscita NO), l’unità di elaborazione 21 registra un malfunzionamento (blocco 170). In questo caso, viene generato un segnale di allarme MSG per il controllore di impianto 25. Il messaggio di allarme MSG indica che almeno uno dei bruciatori 15 presenta fenomeni vibratori termoacustici anomali. Preferibilmente, il messaggio di allarme MSG contiene un campo che identifica il bruciatore (o i bruciatori) 15 soggetto a malfunzionamento, in base alla correlazione biunivoca fra i bruciatori 15 e i rispettivi segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN. In alternativa, i segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PNpossono essere acquisiti su rispettivi terminali distinti (e quindi individuabili) oppure a rotazione su uno o più terminali secondo una sequenza prefissata.

Periodicamente, l’unità di elaborazione 21 esegue ulteriori verifiche a partire da nuove acquisizioni di segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN, esegue confronti fra parametri spettrali aggiornati e fra parametri spettrali iniziali e parametri spettrali aggiornati e determina l’eventuale presenza di malfunzionamenti sulla base dei confronti incrociati effettuati.

Come mostrato in figura 6, in particolare, l’unità di elaborazione determina (blocco 200), a partire da nuove acquisizioni dei segnali di pressione dinamica P1, P2, …, PN, spettri aggiornati S*

1(f), S*

2(f), …, S*

N(f), uno spettro di riferimento aggiornato S *

REF(f) e scostamenti aggiornati ï „S*

1(f), ï „S*

2(f), …, ï „S*

N(f) degli spettri aggiornati S*

1(f), S*

2(f), …, S*

N(f) rispetto allo spettro di riferimento aggiornato S *

REF(f). A questo scopo, l’unità di elaborazione 21 utilizza le relazioni (1) e (2) e i passi già descritti con riferimento alla figura 5 (blocchi 110-130). Inoltre, in questa fase vengono estratti parametri caratteristici degli spettri aggiornati S*

1(f), S*

2(f), …, S*

N(f) (in particolare, frequenza e ampiezza dei picchi spettrali attorno alle frequenze caratteristiche, ossia attorno alle frequenze di picco degli spettri iniziali S1(f), S2(f), …, SN(f)).

Vengono poi eseguiti test come di seguito descritto. In primo luogo, lo spettro di riferimento aggiornato S *

REF(f) viene confrontato con lo spettro di riferimento iniziale SREF(f) (blocco 210). Se la differenza fra lo spettro di riferimento aggiornato S *

REF(f) e lo spettro di riferimento iniziale SREF(f) à ̈ inferiore a una soglia di riferimento TH2(f) su tutta la banda utile (blocco 210, uscita SI), lo spettro di riferimento aggiornato S *REF(f) viene utilizzato per aggiornare una serie storica SH (figura 6, blocco 220). Se invece la soglia TH2(f) viene superata ad almeno una frequenza f (blocco 210, uscita NO), viene determinato un malfunzionamento e viene generato di conseguenza un messaggio di allarme MSG indicativo di uno stato di degrado generale dei bruciatori 15 (blocco 230), prima di procedere con l’aggiornamento della serie storica SH (blocco 220).

Una volta aggiornata la serie storica SH, l’unità di elaborazione 21 calcola la variazione fra gli ultimi valori della serie storica SH stessa (blocco 240). Se la variazione della serie storica supera una soglia di variazione TH3 (blocco 250, uscita NO), viene determinato un malfunzionamento e viene generato un messaggio di allarme MSG indicativo di uno stato di degrado generale dei bruciatori 15 (blocco 260).

Diversamente (blocco 250, uscita SI), l’unità di elaborazione 21 prosegue direttamente con un nuovo test, in cui viene valutata l’entità degli scostamenti aggiornati ï „S*

1(f), ï „S*

2(f), …, ï „S*

N(f) (blocco 270). Se, almeno in un caso, uno degli scostamenti aggiornati ï „S*

1(f), ï „S*

2(f), …, ï „S*

N(f) supera una soglia di scostamento TH4(f) (blocco 270, uscita NO), l’unità di elaborazione 21 genera un messaggio di allarme MSG di un malfunzionamento, con un campo identificativo dei bruciatori 15 interessati.

Se, invece, gli scostamenti aggiornati ï „S*

1(f), ï „S*

2(f), …, ï „S*

N(f) sono inferiori alla soglia TH4(f) su tutta la banda utile (blocco 270, uscita SI), viene direttamente eseguito un nuovo test sui parametri caratteristici per individuare segni di degrado dai singoli spettri aggiornati S*

1(f), S*

2(f), …, S*

N(f) (blocco 280). In particolare, viene valutato il peso relativo delle componenti spettrali attorno alle frequenze di picco, poiché il degrado dei bruciatori 15 tende a far crescere il peso delle componenti a frequenza più elevata. A questo scopo, in una forma di realizzazione l’unità di elaborazione 21 determina sottobande ï „f1, …, ï „fMattorno alle frequenze di picco f1, …, fMdello spettro di riferimento iniziale SREF(f). Di ciascuno spettro aggiornato S*

1(f), S*

2(f), …, S*

N(f) vengono calcolati mediante integrazione i contributi nelle sottobande ï „f1, …, ï „fM, quindi i contributi di ciascuno spettro vengono confrontati tra loro per determinare il peso relativo di ciascuno di essi. Se il peso relativo in una o più delle sottobande ï „f1, …, ï „fMaumenta di una misura prefissata rispetto al peso relativo nel corrispondente spettro iniziale S1(f), S2(f), …, SN(f), l’unità di elaborazione 21 determina un malfunzionamento e genera un messaggio di allarme MSG di conseguenza (blocco 290), quindi la procedura viene terminata (blocco 295). Diversamente (blocco 280, uscita SI), la procedura termina 295) senza che vengano generati allarmi (blocco 295). In una diversa forma di realizzazione, l’unità di elaborazione 21 determina i massimi degli spettri aggiornati S* *

1(f), S*

2(f), …, SN(f) nelle sottobande ï „f1, …, ï „fMe confronta i pesi relativi dei massimi per determinare eventuali malfunzionamenti.

Il metodo descritto permette di monitorare costantemente i fenomeni termoacustici e di sorvegliare il processo di degrado dei bruciatori, individuando eventuali malfunzionamenti dovuti sia al normale invecchiamento, sia a eventi puntuali (ad esempio per impurità trascinate dal gas combustibile). Inoltre, i malfunzionamenti possono essere localizzati e direttamente correlati a uno dei bruciatori. In questo modo, i tempi e i costi degli interventi di manutenzione possono essere drasticamente ridotti.

Risulta infine evidente che all’apparecchio e al metodo descritti possono essere apportate modifiche e varianti, senza uscire dall’ambito della presente invenzione, come definito nelle rivendicazioni allegate.

Claims (12)

1. RIVENDICAZIONI 1. Metodo per rilevare malfunzionamenti in una camera di combustione di un impianto a turbina a gas avente una pluralità di bruciatori (15), il metodo comprendendo: fornire segnali di pressione dinamica (P1, P2, …, PN), indicativi ciascuno di una pressione dinamica a un rispettivo bruciatore (15); caratterizzato dal fatto di comprendere: calcolare spettri di frequenza (S1(f), S2(f), …, SN(f), S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)) dei segnali di pressione dinamica (P1, P2, …, PN); riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) in base agli spettri di frequenza (S1(f), S2(f), …, SN(f), S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)); e individuare ciascun bruciatore (15) soggetto a malfunzionamento in base a una correlazione biunivoca fra i bruciatori (15) e i rispettivi segnali di pressione dinamica (P1, P2, …, PN).
2. 2. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui calcolare spettri di frequenza (S1(f), S2(f), …, SN(f), S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)) comprende: calcolare spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)) a una prima messa in servizio dell’impianto (1); calcolare uno spettro di riferimento iniziale (SRIF) in base agli spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)); e generare un messaggio di allarme (MSG) in caso di malfunzionamento.
3. 3. Metodo secondo la rivendicazione 2, in cui lo spettro di riferimento iniziale (SRIF) à ̈ calcolato in base a una media degli spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)).
4. 4. Metodo secondo la rivendicazione 2 o 3, in cui riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) comprende: determinare scostamenti iniziali (ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f)) degli spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)) rispetto allo spettro di riferimento iniziale (SRIF); confrontare gli scostamenti iniziali (ï „S1(f), ï „S2(f), …, ï „SN(f)) con una soglia di scostamento iniziale (TH1(f)); e riconoscere un malfunzionamento se uno degli spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)) supera la soglia di scostamento iniziale (TH1(f)) ad almeno una frequenza (f).
5. 5. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 2 a 4, in cui calcolare spettri di frequenza (S1(f), S * 2(f), …, SN(f), S* 1(f), S2(f), …, S* N(f)) comprende: calcolare spettri di frequenza aggiornati (S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)), successivamente agli spettri di frequenza iniziali (S1(f), S2(f), …, SN(f)); e calcolare uno spettro di riferimento aggiornato (S * RIF) in base agli spettri di frequenza aggiornati (S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)).
6. 6. Metodo secondo la rivendicazione 5, in cui riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) comprende: determinare scostamenti aggiornati (ï „S* 1(f), ï „S* 2(f), …, ï „S* N(f)) degli spettri di frequenza aggiornati (S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)) rispetto allo spettro di riferimento iniziale (SRIF); confrontare gli scostamenti aggiornati (ï „S* 1(f), ï „S* 2(f), …, ï „S* N(f)) con una soglia di scostamento aggiornata (TH4(f)); e riconoscere un malfunzionamento se uno degli spettri di frequenza aggiornati (S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)) supera la soglia di scostamento aggiornata (TH4(f)) ad almeno una frequenza (f).
7. 7. Metodo secondo la rivendicazione 5 o 6, in cui riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) comprende determinare un malfunzionamento se una differenza fra lo spettro di riferimento aggiornato (S * REF(f)) e lo spettro di riferimento iniziale (SREF(f)) supera una soglia di riferimento (TH2(f)) ad almeno una frequenza (f).
8. 8. Metodo secondo la rivendicazione 7, in cui riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) comprende: aggiornare una serie storica (SH) degli spettri di riferimento se la differenza fra lo spettro di riferimento aggiornato (S * REF(f)) e lo spettro di riferimento iniziale (SREF(f)) Ã ̈ inferiore alla soglia di riferimento (TH2(f)) ad ogni frequenza (f); calcola una variazione fra gli ultimi valori della serie storica (SH); e determinare un malfunzionamento se la variazione fra gli ultimi valori della serie storica (SH) supera una soglia di variazione (TH3).
9. 9. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 5 a 8, in cui riconoscere malfunzionamenti dei bruciatori (15) comprende: determinare frequenze di picco (f1, …, fM) dello spettro di riferimento iniziale (SREF(f)); determinare sottobande (ï „f1, …, ï „fM) attorno alle frequenze di picco (f1, …, fM); determinare contributi spettrali di ciascuno spettro aggiornato (S* 1(f), S* 2(f), …, S* N(f)) in ciascuna sottobanda (ï „f1, …,ï „fM); confrontare fra loro i contributi spettrali di ciascuno spettro aggiornato (S* * 1(f), S* 2(f), …, SN(f)) nelle sottobande (ï „f1, …,ï „fM); e riconoscere malfunzionamenti in base al confronto.
10. 10. Metodo secondo la rivendicazione 9, in cui determinare contributi spettrali comprende integrare gli spettri aggiornati (S* * 1(f), S2(f), …, S* N(f)) nelle sottobande (ï „f1, …,ï „fM).
11. 11. Metodo secondo la rivendicazione 9, in cui determinare contributi spettrali comprende determinare massimi degli spettri aggiornati (S* 1(f), S* 2(f), …, S*N(f)) nelle sottobande (ï „f1, …, ï „fM) e in cui confrontare fra loro i contributi spettrali comprende confrontare fra loro i massimi.
12. 12. Impianto a turbina a gas, comprendente: una camera di combustione (3), avente una pluralità di bruciatori (15); per ciascun bruciatore (15), un rispettivo sensore di pressione dinamica (22), disposto nella camera di combustione (3) o nelle sue vicinanze in modo da rilevare una pressione dinamica al rispettivo bruciatore (15) e configurato per fornire un rispettivo segnale di pressione dinamica (P1, P2, …, PN); un’unità di elaborazione (21), accoppiata ai sensori di pressione (22) per ricevere i segnali di pressione dinamica (P1, P2, …, PN); caratterizzato dal fatto che l’unità di elaborazione (21) à ̈ configurata per eseguire il metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti.