Verfahren zur Steuerung der Leistungsabgabe von Generatoreinheiten in einem Netz Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Ver fahren zur Steuerung der Leistungsabgabe von Gene ratoreinheiten in einem Netz mit einer Vielzahl von Verbrauchern und Verbindungsleitungen zu benach barten Netzen.
In derartigen Netzen werden im allgemeinen grosse Leistungsmengen erzeugt und verbraucht, so dass schon eine Senkung der Verluste um 111/o, absolut gese hen, sehr grosse wirtschaftliche Ersparnisse bedeutet. Aus diesem Grund ist für die optimale Regelung des Verbundbetriebes ein relativ grosser Aufwand gerecht fertigt.
Als Eingangswerte für die Regelung eines derarti gen Netzes benötigt man Angaben über die in den ein zelnen Generatoreinheiten bzw. Kraftwerken erzeugten Leistungen, über die Leistungen auf den Verbindungs leistungen zu benachbarten Netzen und über die Netz frequenz. Bei dieser Btrachtung werden alle Verbrau cher im Netz zu einem Verbraucher zusammengefasst, dessen Leistung sich ändern kann.
Da diese Vorausset zung für sogenannte nicht konforme Verbraucher, zum Beispiel Stahlmühlen, Kohlenmühlen, Automobilpres sen und andere in der Leistung unabhängig von den übrigen Verbrauchern sich verhaltende Verbraucher nicht zutrifft, werden diese Verbraucher wie die Gene ratoreinheiten gesondert behandelt und ihr Leistungs wert dem Rechengerät zur Steuerung des Netzes eben falls zugeführt. In der Praxis werden die Frequenz, die über die Verbindungsleitungen fliessenden Leistungen und die Leistungsabgabe der Generatoreinheiten in Be ziehung zu Sollwerten gesetzt.
Dabei stellt der Fre- quenzsollwert einen festen Wert dar, während die Lei- stungssollwerte entsprechend dem Bedarf und abhängig von bestehenden Lieferverträgen und Absprachen fest gelegt werden können.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist ein Ver fahren zur Steuerung der Leistungsabgabe von Gene ratoreinheiten in einem Netz unter Verwendung eines Rechners, dem die Istwerte der Übertragungsleistungen zu anderen Netzen, der Einspeiseleistungen der einzel nen Generatoreinheiten und der Leistung besonderer veränderlicher Belastungen sowie der Frequenz zuge führt werden. Abhängig davon, wie die Leistung auf den Verbindungsleitungen und die von den Generator einheiten abgegebenen Leistungen geändert werden, stellen sich die Gesamtkosten für die Erzeugung der im Netz verbrauchten elektrischen Arbeit dar.
Der Rechner übernimmt bei der vorliegenden Erfindung die Bestimmung der Solleistungswerte und damit die Aufgabe der Leistungsverteilung.
Die Kosten für die Änderung einer Leistungserzeu gung ist für nahezu alle Generatoreinheiten voneinan der verschieden. Sie hängen beispielsweise von den Brennstoffkosten ab und von der benutzbaren Wasser menge in einem Wasserkraftwerk. Sie hängen ausser- dem ab von dem Zeitabschnitt, in dem ein Wechsel erfolgen muss, und von anderen Faktoren. Weiterhin sind die Kosten der Energieerzeugung abhängig von dem jeweiligen Arbeitspunkt, an dem eine Generator einheit oder Kraftwerk gerade arbeitet, wenn das Kom mando zur Änderung der Leistungsabgabe eintrifft.
Man erhält dann den wirtschaftlichsten Betrieb, wenn jede Einheit gerade soviel Leistung abgibt, dass die zusätz lichen Kosten bei einer geringfügigen Leistungserhöhung in jeder Einheit gleich gross sind. Zur Ausführung einer wirtschaftlichen Netzsteue rung ist es erforderlich, dass ein Regelkreis vorgese hen ist, von dem aus die Generatoreinheiten zentral gesteuert werden. In bekannten Steuersystemen ist dazu ein Analogrechner in den Regelkreis eingeschaltet. Die sem Analogrechner werden eingangsseitig die Bela stungswerte zugeführt, während ausgangsseitig die Steuerkommandos an die Generatoreinheiten abhängig von den Augenblickswerten der Eingangsgrössen abge geben werden.
Es sind auch schon gemischte Rechensysteme vor geschlagen worden. In diesen gemischten Systemen wer den die Belastungswerte in einen im Regelkreis vorge sehenen Digitalrechner eingegeben, während ein Ana logrechner im Regelkreis abhängig von den Ausgangs werten des Digitalrechners die Steuersignale an die Ge- neratoreinheiten überträgt.
Diese Steuereinrichtungen ergeben noch nicht die genaue und zuverlässige Steuerung, die zur Erreichung der maximalen Wirtschaftlichkeit beim Betrieb eines Verbundnetzes erforderlich ist. In diesen Steuereinrich tungen wird jeweils die augenblickliche Abweichung von der optimalen Leistungsverteilung festgestellt und abhängig davon werden an die Generatoreinheiten des Netzes Steuerbefehle zur Korrektur der Abweichung ge geben.
Wenn sich jedoch die Belastung des Netzes än dert, während die Leistungswerte der Generatoreinhei- ten gerade korrigiert werden, so kann es vorkommen, dass die in einer Generatoreinheit erzeugte Leistung an einem Zeitpunkt in einer Richtung geändert wird, wäh rend sie gleich darauf in der entgegengesetzten Rich tung zu dem vorher eingenommenen Wert zurückkeh ren muss. Diese Auf- und Abregelung der Generator einheiten ist sehr kostspielig und wird bei dem neuen Verfahren vermieden.
Dieses Verfahren ist erfindungsgemäss dadurch ge kennzeichnet, dass vom Rechner in bestimmten Zeit abständen Steuersignale zur Festlegung der Solleistun gen an die einzelnen Generatoreinheiten abgegeben werden und dass sich die Solleistungssumme aus der Summe der zu einem bestimmten Zeitpunkt erforderli chen augenblicklichen Gesamteinspeiseleistung und ei ner Zusatzleistung zusammensetzt, die gleich dem Pro dukt aus einem wählbaren Zeitabstand und der zeitli chen Ableitung der zu dem bestimmten Zeitpunkt er forderlichen Gesamteinspeiseleistung ist.
Es wird also nach jeder Messung der Gesamtleistungsabweichung zu nächst aufgrund der Tendenz der Leistungsänderung für einen vorausliegenden Zeitpunkt die dann vorhandene Belastung berechnet und aufgrund dieses für die Zu kunft erwarteten Leistungsbedarfs können dann zum Beispiel, abhäng*g von den Erzeugungskosten und an deren Werten, die neuen Steuerkommandos berechnet und abgegeben werden. Die zu erwartende Abweichung kann dabei von einem Durchschnittswert mehrerer nacheinander festgestellter Abweichungen zwischen dem Beginn und dem Ende eines ausgewählten Zeitraumes berechnet und durch Bildung des zeitlichen Differential quotienten dieser Durchschnittswerte bestimmt werden.
Ausser den genannten Werten der übertragungs- leistungen zu benachbarten Netzen, der Frequenz, der nicht konformen Belastungen und der Einspeiseleistun- gen der einzelnen Generatoreinheiten können in einem Gedächtnis des Rechners alle Daten des Netzes, die zur Leistungserzeugung beitragen können, die Kosten faktoren und andere notwendige Komponenten gespei chert werden. Der Rechner fragt diese Daten in kurzen Zeiträumen nacheinander ab. Die Steuerung zur Be stimmung der zu erwartenden Abweichung kann die sem Programm überlagert sein. Die Steuersignale für die zu erwartende Abweichung können ebenfalls in vor bestimmten Zeiträumen, z.
B. in jeweils 4 Sekunden berechnet und anschliessend an die Generatoreinheiten oder Stationen abgegeben werden. Ein Digitalrechner ist dabei in der Lage, die Abweichungen wesentlich schneller zu berechnen, als an Zeit für die Regelung einer Generatoreinheit erforderlich ist.
Bei der Abgabe der Rechenbefehle können vom Rechner folgende, in seinem Gedächtnis gespeicherte Faktoren berücksichtigt werden: a) Wirtschaftliche Faktoren zur Berücksichtigung der zusätzlichen Kosten für die Energieerzeugung und der Übertragungsverluste.
b) Begrenzungswerte für die Kessel, thermische Grenzen von Kessel und Turbine und die Abnutzungs werte, die sich bei einem Übermass an Steuertätigkeit ergeben, sowie maximale und minimale wirtschaftliche und absolute Grenzen.
c) Werte für die Gesamtabweichung der Leistun gen und der Frequenz des Netzes oder in einem Netz gebiet einschliesslich von Grössen zur Unterscheidung der bleibenden und der veränderlichen Abweichung sowie der Abweichung, die bei Beibehaltung der gegen wärtigen Änderung der bleibenden Abweichung zu er warten ist.
Durch die Eingabe der verschiedensten Systemwerte in den Rechner und durch die ständige Wiederholung der Berechnungen für die wirtschaftliche Leistungsauf teilung ist es möglich, für jeden Tag die günstigsten Kombinationen der in Betrieb befindlichen und der ge rade ausser Betrieb gesetzten Generatoreinheiten zu ermitteln und so aus der Vergangenheit einen Fahr plan für den Einsatz der Generatoreinheiten aufzustel len. Die erforderliche Rechenfolge zur Gewinnung ei nes derartigen Fahrplans unter Berücksichtigung der Kosten für den Start und das Stillsetzen einzelner Tur binen ist in der Tabelle auf Spalte 5 oben dargestellt.
Dieses Zusatzprogramm des Rechners befähigt den Lastverteiler, die Kosten oder Werte bei bestimmtem Ansteigen der austauschbaren Leistung zu bestimmen. Der Rechner berücksichtigt die wirtschaftliche Lastver- teilung, die übertragung3verluste und die Produktions kosten und setzt damit den Lastverteiler in die Lage, den Wert oder den Nutzen von Austauschleistungen zu bestimmen und diese danach zu wählen.
Beispielsweise wird vom Rechner jeden Abend um 11 Uhr für die nächsten 24 Stunden für jede Einheit die erforderliche Leistungsabgabe und die Zeiten, in denen jede Einheit in Betrieb ist bzw. stilliegt, berech net. Zusätzlich werden die Gesamtkosten jeder Einheit für den nächsten Tag angegeben.
Bei der Auswertung dieser Vorhersage wählt der Rechner 32 Kombinationen zur Deckung der Last aus und bestimmt die Kosten jeder Kombination für jede Stunde. Er bestimmt dann die besten Kombinationen jeder Stunde und kalkuliert aufgrund der zu erwarten den Belastung den am wenigsten aufwendigen Weg, um die erforderliche Leistung bereitzustellen. Auf diese Weise plant der Rechner den Betrieb des gesamten Systems für 24 Stunden voraus. In diesem Fall werden Steuersignale automatisch an jede Einheit ausgesendet, die den Plan und eine stündliche Aufzeichnung der je weiligen Bedingungen des Systems an das Pult des Lastverteilers geben.
Die abhängig von der zu erwartenden Gesamtab weichung ständig erfolgende Steuerung ist diesem Fahr plan überlagert und übermittelt die erforderlichen Steue rungsbefehle an die Generatoreinheiten. Es ist also jede
EMI0003.0001
<U>Lese <SEP> die <SEP> Eingabedaten</U>
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> Entwickle <SEP> die <SEP> möglichen <SEP> Kombinationen <SEP> der
<tb> in <SEP> Betrieb <SEP> befindlichen <SEP> Einheiten <SEP> in <SEP> dieser
<tb> Stunde
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> Berechne <SEP> die <SEP> erforderlichen <SEP> einsatzbereiten <SEP> Re serveeinheiten
<tb> Bestimme <SEP> die <SEP> Produktionskosten <SEP> in <SEP> dieser
<tb> Stunde <SEP> f<U>ü</U>r <SEP> jede <SEP> Kombination <SEP> dieser <SEP> Stunde
<tb> Kalkuliere <SEP> die <SEP> Kosten <SEP> für <SEP> das <SEP> Starten <SEP> von <SEP> Tur binen <SEP>
zwischen <SEP> jeder <SEP> Kombination <SEP> der <SEP> letzten
<tb> Stunde <SEP> und <SEP> der <SEP> Kombination <SEP> in <SEP> dieser <SEP> Stunde
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> Bestimme <SEP> die <SEP> Kombination <SEP> der <SEP> letzten <SEP> Stunde
<tb> mit <SEP> den <SEP> geringsten <SEP> Gesamtkosten <SEP> zwischen <SEP> der
<tb> Stunde <SEP> Null <SEP> und <SEP> der <SEP> Kombination <SEP> in <SEP> dieser
<tb> Stunde;
<SEP> speichere <SEP> diese <SEP> Kombination <SEP> und <SEP> die
<tb> Kosten
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> Bestimme <SEP> aus <SEP> der <SEP> Tabelle, <SEP> wie <SEP> lange <SEP> die <SEP> in
<tb> der <SEP> Kombination <SEP> stillgelegten <SEP> Einheiten <SEP> nicht
<tb> in <SEP> Betrieb <SEP> waren
<tb> Ist <SEP> dies <SEP> die <SEP> letzte <SEP> Kombination
<tb> dieser <SEP> Stunde? <SEP> wenn <SEP> ja
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> wenn <SEP> nein
<tb> <B><U>y</U></B>
<tb> -E<U>I <SEP> Betrachte <SEP> die <SEP> nächsten <SEP> Kombinationen</U>
<tb> <B>y</B>
<tb> <U>Wenn <SEP> ja <SEP> Ist <SEP> dies <SEP> die <SEP> letzte <SEP> Stunde?</U>
<tb> <U>wenn <SEP> nein</U>
<tb> <U>Betrachte <SEP> die <SEP> nächste <SEP> Stunde</U>
<tb> Gebe <SEP> die <SEP> beste <SEP> Kombination <SEP> in <SEP> jeder <SEP> Stunde
<tb> und <SEP> die <SEP> Gesamtkosten <SEP> an.
Generatoreinheit mit einem Leistungsfahrplan für je den Tag versehen. Während des Tages werden von dem Rechner nur Steuerbefehle übertragen, die dem Gene rator einen bestimmten Prozentsatz der im Fahrplan festgelegten Leistung vorschreiben. Da der Fahrplan in den meisten Fällen weitgehend an den Verlauf des tat sächlichen Leistungsbedarfs angepasst ist, ergeben sich durch Verwendung des Fahrplans mit fortlaufender Übertragung der Korrekturwerte wesentlich geringere Schwankungen bei den Steuerbefehlen, so dass der vom Rechner vorausberechnete Wert für die nach bestimm ter Zeit der Impulsaussendung erwartete Abweichung genauer zutrifft,
als wenn nur die insgesamt erforderli che Solleistung berechnet und übertragen wird.
Ein Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfin dung ist in Fig. 1 als Blockdiagramm und in Fig. 2 als Wirkungsdiagramm dargestellt. Das Netz 17 enthält eine Vielzahl nicht einzeln dargestellter Verbraucher und wird von einem Dampfkraftgenerator 11, einem Atomgenerator 13 und einem Wasserkraftgenerator 15 gespeist. Das Netz enthält ausserdem eine Vielzahl von Verbindungsleitungen, von denen in Fig. 1 nur eine Verbindungsleitung 18 dargestellt ist. Es sind ausser- dem im Netz nicht konforme Belastungen 19 vorhan den, wie z.
B. Stahlmühlen, Fabrikationsbetriebe mit Lichtbogenöfen oder grossen Pressen. Die Verbindungs leitungen und die Speiseleitungen der Generatoren sind mit Fernmessgeräten 21, 23, 25 und 27 versehen, die in Fig. 1 als Stromtransformatoren vereinfacht darge stellt sind. Ausserdem sind Fernmessleitungen 29 und 30 zur Übertragung der Leistungen der nicht konfor men Belastungen und zur Übertragung der augenblick lichen Frequenzabweichung vorgesehen.
Weiterhin ist ein Digitalrechner 32 mit einem Be dienungspult 61 vorhanden. Der Eingang 34 des Rech ners 32 erhält Spannungssignale, die abhängig von den über die Verbindungsleitungen fliessenden Leistungen, von den Generatoren und den nicht konformen Lasten abgegeben werden. In den Eingang 34 können ausser- dem noch Daten und Befehle von dem Bedienungspult 61 eingegeben werden. Der Ausgang 36 des Rechners 32 gibt Impulse an die Generatoreinheiten zur Steue rung der Leistung in Übereinstimmung mit den Last anforderungen ab. Ausserdem werden vom Ausgang 36 Daten und Informationen an das Bedienungspult 61 abgegeben.
Die Arbeitsweise des Rechners 32 beruht auf dem binär kodierten System. Er enthält einen Umsetzer 31, der Eingangsspannungen in binär kodierte Signale um wandelt, sowie ein Steuergerät 57, das die Arbeits weise des Rechners steuert und den Umsetzer 31 in jeder Sekunde zum Abfragen der Eingangssignale an regt.
Der Rechner enthält ausserdem eine Auswahlstufe 33, welche die im Umsetzer 31 gebildeten Informatio nen aussortiert und in einen Speicher 35 eingibt. Der Speicher 35 ist mit einem Datengeber 37 verbunden, der seine Daten abhängig von dem vorhergehenden Verhalten des Netzes abgibt und diese Daten von ei nem Gedächtnisblock 39 ableitet. Der Datengeber 37 ist ausgangsseitig mit einem Block 41 für die Berech nung der zu erwartenden Solleistungen verbunden, in dem die Abweichung berechnet wird, die sich aufgrund des gemessenen Wertes der Gesamtabweichung und der zeitlichen Ableitung dieses Wertes nach Ablauf eines bestimmten Zeitintervalls ergeben wird. Diese Abwei chung wird an einen Befehlsgeber 45 weitergegeben.
Zusätzlich zu der vom Block 41 empfangenen Abwei chung enthält der Befehlsgeber 45 Daten von einem Fahrplangedächtnis 43, von einem Gedächtnis 49, wel ches die Kostenfaktoren für jede Generatoreinheit 11, 13 und 15 enthält und von einem Gedächtnis 51, in dem die Generatorcharakteristiken gespeichert sind. Auf der Grundlage dieser Tatsachen bestimmt dann der Befehlsgeber 45, welche Änderung in jeder Turbine zu erfolgen hat und übermittelt die erforderlichen Da ten an einen Turbinensteuersatz 46. Der Befehlsgeber 45 wird von dem Steuergerät 57 angeregt, so dass er diese Daten in ausgewählten Abständen, z. B. jeweils alle 4 Sekunden, abgibt.
Der Turbinensteuersatz 46 gibt diese Daten über einen Umformer zur Umsetzung der binär kodierten Signale in Steuerimpulse für die Gene ratoreinheiten an einen Umsetzer 47, der über den Aus- gang 36 mit den Generatoreinheiten in Verbindung steht.
Die Aufteilung der Einheiten in dem Rechner 32 ist rein funktionell vorgenommen worden und muss nicht mit dem Aufbau des Rechners übereinstimmen. Die Funktionsweise des Steuersystems zur optimalen Steuerung der Generatoreinheiten wird anschliessend anhand von Gleichungen beschrieben.
In diesen Glei chungen bedeutet:
EMI0004.0004
EA(n) <SEP> = <SEP> Die <SEP> augenblickliche <SEP> Gesamtabwei chung <SEP> im <SEP> Netz <SEP> in <SEP> einem <SEP> Zeitab schnitt <SEP> n, <SEP> wobei <SEP> n <SEP> der <SEP> Zeitabschnitt
<tb> ist, <SEP> für <SEP> den <SEP> die <SEP> Abweichung <SEP> berech net <SEP> wird. <SEP> - <SEP> EA(n) <SEP> wird <SEP> in <SEP> Block <SEP> 41
<tb> berechnet.
<tb> PTi(n) <SEP> = <SEP> Leistungsfluss <SEP> über <SEP> die <SEP> i. <SEP> Verbin dungsleitung <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt <SEP> n. <SEP> PU(n) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Fernmessgerät <SEP> 27
<tb> gebildet.
<tb> Ps(n) <SEP> = <SEP> Geplante <SEP> oder <SEP> vorgegebene <SEP> Netz austauschleistung <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt <SEP> n
<tb> - <SEP> die <SEP> geforderte <SEP> Einspeise- <SEP> oder <SEP> Ab
<tb> gabeleistung <SEP> des <SEP> Netzes.
<SEP> - <SEP> Ps(n)
<tb> wird <SEP> in <SEP> Block <SEP> 41 <SEP> berechnet <SEP> und <SEP> kann
<tb> von <SEP> dem <SEP> Bedienungspult <SEP> 61 <SEP> geändert
<tb> werden.
<tb> B <SEP> = <SEP> Leistungsänderung <SEP> pro <SEP> Einheit <SEP> der
<tb> Frequenzabweichung <SEP> vom <SEP> Sollwert.
<tb> - <SEP> Bist <SEP> in <SEP> Block <SEP> 41 <SEP> gespeichert <SEP> und
<tb> kann <SEP> vom <SEP> Bedienungspult <SEP> 61 <SEP> geän dert <SEP> werden.
<tb> A,F <SEP> = <SEP> Frequenzabweichung <SEP> vom <SEP> Sollwert.
<tb> - <SEP> QF <SEP> wird <SEP> über <SEP> Leitung <SEP> 30 <SEP> emp fangen.
<tb> P\"(n) <SEP> = <SEP> Nicht <SEP> konforme <SEP> Last <SEP> für <SEP> die <SEP> i. <SEP> Ein richtung <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt <SEP> n.
<SEP> P"Ci(n) <SEP> wird <SEP> über <SEP> Leitung <SEP> 29 <SEP> zuge führt.
<tb> n <SEP> = <SEP> Ein <SEP> bestimmter <SEP> Zeitabschnitt <SEP> in <SEP> der
<tb> Berechnung. <SEP> - <SEP> n <SEP> wird <SEP> durch <SEP> das
<tb> Steuergerät <SEP> 57 <SEP> eingegeben <SEP> und <SEP> kann
<tb> vom <SEP> Bedienungspult <SEP> 61 <SEP> geändert
<tb> werden.
<tb> PDi(n) <SEP> = <SEP> Solleistung <SEP> der <SEP> i. <SEP> Turbine <SEP> im <SEP> Zeitab schnitt <SEP> n. <SEP> - <SEP> PDi(n) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Befehls geber <SEP> 45 <SEP> berechnet.
<tb> Basei(n) <SEP> = <SEP> Grundleistung <SEP> der <SEP> i. <SEP> Turbine <SEP> im
<tb> Zeitabschnitt <SEP> n. <SEP> - <SEP> Basei(n) <SEP> wird <SEP> im
<tb> Befehlsgeber <SEP> für <SEP> die <SEP> wirtschaftliche
<tb> Lastverteilung <SEP> berechnet <SEP> und <SEP> gespei chert.
<SEP> Die <SEP> Berechnung <SEP> von <SEP> Basei(n)
<tb> beruht <SEP> auf <SEP> dem <SEP> Prinzip, <SEP> dass <SEP> die <SEP> zu sätzlichen <SEP> Kosten <SEP> aller <SEP> Generator einheiten <SEP> einander <SEP> gleich <SEP> sein <SEP> sollen.
<tb> PAi(n) <SEP> = <SEP> Ausgangsleistung <SEP> der <SEP> i. <SEP> Turbine <SEP> im
<tb> Zeitabschnitt <SEP> n. <SEP> - <SEP> PAi(n) <SEP> wird <SEP> von
<tb> den <SEP> Fernmessgeräten <SEP> 21, <SEP> 23 <SEP> und <SEP> 25
<tb> abgeleitet.
EMI0004.0005
Es(n) <SEP> = <SEP> Augenblicksabweichung <SEP> im <SEP> Zeitab schnitt <SEP> n. <SEP> - <SEP> Es(n) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Befehls geber <SEP> 45 <SEP> berechnet.
<tb> Es(n) <SEP> = <SEP> Durchschnittswert <SEP> der <SEP> Leistungsab weichung <SEP> im <SEP> Netz <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt
<tb> n, <SEP> der <SEP> als <SEP> Durchschnitt <SEP> der <SEP> Abwei chungen <SEP> vom <SEP> Beginn <SEP> bis <SEP> zum <SEP> Ende
<tb> eines <SEP> Zeitabschnittes <SEP> gebildet <SEP> wird.
<tb> - <SEP> Es(n) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Befehlsgeber <SEP> 45
<tb> berechnet.
<SEP> Die <SEP> Zeitabschnitte <SEP> zur
<tb> Bildung <SEP> des <SEP> Durchschnittswertes
<tb> können <SEP> verschieden <SEP> sein <SEP> von <SEP> dem
<tb> zeitlichen <SEP> Abstand <SEP> zweier <SEP> Zeitab schnitte <SEP> n.
<tb> Es(n) <SEP> = <SEP> Erwartete <SEP> Leistungsabweichung <SEP> im
<tb> Netz <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt <SEP> n. <SEP> - <SEP> s <SEP> (n)
<tb> wird <SEP> im <SEP> Befehlsgeber <SEP> 45 <SEP> berechnet.
<tb> E(n) <SEP> = <SEP> Augenblickliche <SEP> Gesamtabweichung
<tb> der <SEP> Leistung <SEP> im <SEP> Zeitabschnitt <SEP> n. <SEP> E(n) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Steuersatz <SEP> 46 <SEP> berech net <SEP> und <SEP> gespeichert.
<tb> Eoi(n+Tp) <SEP> = <SEP> Erwartete <SEP> Leistungsabweichung <SEP> der
<tb> i.
<SEP> Turbine <SEP> am <SEP> Ende <SEP> eines <SEP> Zeitab schnittes <SEP> T., <SEP> für <SEP> den <SEP> die <SEP> erwartete
<tb> Leistungsabweichung <SEP> berechnet <SEP> wird
<tb> und <SEP> die <SEP> dem <SEP> n. <SEP> Zeitabschnitt <SEP> folgt.
<tb> - <SEP> Eoi(n <SEP> + <SEP> T,) <SEP> wird <SEP> im <SEP> Steuersatz
<tb> 46 <SEP> gespeichert.
<tb> ( /o)i <SEP> = <SEP> Prozentwert <SEP> der <SEP> Turbinenleistung <SEP> je der <SEP> Turbine <SEP> bei <SEP> einer <SEP> geforderten
<tb> Leistungsänderung. <SEP> Er <SEP> wird <SEP> in <SEP> den
<tb> Befehlsgeber <SEP> 45 <SEP> entweder <SEP> vom <SEP> Ge dächtnis <SEP> 49 <SEP> oder <SEP> vom <SEP> Bedienungs pult <SEP> 61 <SEP> eingegeben.
<tb> K <SEP> = <SEP> Grenze <SEP> der <SEP> Regelfähigkeit <SEP> einer <SEP> Tur bine.
<SEP> Diese <SEP> Grenze <SEP> kann <SEP> eine <SEP> Funk tion <SEP> der <SEP> Turbinenleistung <SEP> sein. <SEP> - <SEP> K
<tb> ist <SEP> in <SEP> dem <SEP> Steuersatz <SEP> 46 <SEP> gespeichert
<tb> und <SEP> kann <SEP> vom <SEP> Bedienungspult <SEP> 61
<tb> geändert <SEP> werden.
<tb> Ks <SEP> = <SEP> Regelgrenze <SEP> des <SEP> gesamten <SEP> Netzes.
<tb> a, <SEP> ss <SEP> = <SEP> Zusatzgrössen <SEP> zur <SEP> Bildung <SEP> der
<tb> Durchschnittswerte. <SEP> a <SEP> und <SEP> ss <SEP> sind <SEP> im
<tb> Befehlsgeber <SEP> 45 <SEP> gespeichert.
<tb> Ts <SEP> = <SEP> Dauer <SEP> jedes <SEP> Beurteilungszeitraumes
<tb> (im <SEP> allgemeinen <SEP> 4 <SEP> Sekunden).
<SEP> - <SEP> Ts
<tb> ist <SEP> im <SEP> Steuergerät <SEP> 57 <SEP> gespeichert <SEP> und
<tb> kann <SEP> vom <SEP> Bedienungspult <SEP> 61 <SEP> ver ändert <SEP> werden.
<tb> TP <SEP> = <SEP> Dauer <SEP> des <SEP> Zeitintervalls, <SEP> für <SEP> das <SEP> die
<tb> zu <SEP> erwartende <SEP> Gesamtleistungsab weichung <SEP> berechnet <SEP> wird; <SEP> TP <SEP> kann
<tb> länger <SEP> dauern <SEP> als <SEP> Ts <SEP> und <SEP> ist <SEP> im <SEP> Be fehlsgeber <SEP> 45 <SEP> gespeichert, <SEP> kann <SEP> je doch <SEP> ebenfalls <SEP> vom <SEP> Bedienungspult
<tb> 61 <SEP> geändert <SEP> werden.
Die augenblickliche Gesamtabweichung der Leistung im Zeitabschnitt n, EA(n) für das System ist gegeben durch die Gleichung EA(n) = -y PU(n) - PS(n) + B 0 F (n) + -' PNci(n) Die erste Summation erstreckt sich über alle Ver bindungsleitungen, während die letzte Summation über alle nicht konformen Lasten durchgeführt wird.
Ps(n) = Po(n) + Ts Po(n) Dabei bedeutet Po(n) die Leistung am Beginn ei nes Zeitabschnittes Ts. Sie ist in dem Gedächtnis 39 gespeichert. Po(n) wird durch den Bedienenden vom Bedienungspult 61 eingesetzt. Der Bedienende kennt die Leistung, die zu fordern ist und die vorzugebende Leistungsänderung.
Wenn EI(n) einen Zwischenwert für Kalkulationszwecke darstellt, so ist dieser gegeben durch die Gleichung EI(n) = Eo(n) - I' PA(n) + -y PD(n) Beide Summationen werden über die vorhandenen Turbinen durchgeführt. EI(n) wird im Befehlsgeber 45 berechnet.
Eo(n) = Ks EI(n) + Eo(n-Ts) Eo(n) stellt einen weiteren Zwischenwert dar, der im Befehlsgeber 45 berechnet wird. - Eo(n-Ts) ist in dem Gedächtnis 39 gespeichert.
EMI0005.0035
Der Punkt über den Querstrichen ist jeweils an stelle des Zeichens für die zeitliche Ableitung ät ein gesetzt.
Aus den oben angegebenen Gleichungen können ein Mittelwert der Leistungsabweichungen auf den Ver bindungsleitungen Es(n) im Zeitabschnitt n und die ebenfalls gemittelte vorgegebene oder erwartete Ab weichung der Leistungswerte auf den Verbindungslei- n Lungen Es(n+TP) zum Zeitpunkt (n+TP) bestimmt werden. Die gewünschte Leistungsabgabe jeder Turbine wird im Zeitabschnitt n berechnet, während in dem System der Zeitpunkt n+TP berücksichtigt wird.
n Es(n+TP) stellt damit die zu erwartende Leistungs abweichung des Netzes dar, die um die Zeit TP nach Ablauf des n. Zeitabschnittes sich einstellen wird. n Es(n+TP) kann auch über einen längeren Beurtei lungszeitraum berechnet werden.
Dann ist TP grösser n als Ts. Es(n+TP) wird in den Steuersatz 46 einge geben und dient zur Berechnung der Regelimpulse. Für jede Turbine ist die Augenblicksabweichung zu einem Zeitabschnitt gegeben durch E(n) = K [PD(n) - PA(n)] Im Steuersatz 46 sind die Werte von PA(n) und K gespeichert und wenn PD(n) eingegeben ist, wird E(n) in diesem Steuersatz berechnet. PD(n) wird berechnet und im Gedächtnis 49 gespeichert.
In dieser Gleichung ist PD für die i. Turbine durch die Gleichung
EMI0005.0062
gegeben, wenn EQ(n) die Leistungsabweichung die ser Turbine zum Beginn des jeweiligen Zeitabschnittes darstellt. In diesem Fall ist der Durchschnittswert EQ(n) über den Zeitabschnitt n gegeben durch EQ(n) = (1 -a) [EQ (n - Ts) + Ts EQ n - Ts)] + a E(n) wobei EQ(n - Ts)
den Durchschnittswert für den vorhergehenden Zeitabschnitt darstellt.
EMI0005.0077
Die obgenannten Werte a und ss sind einfache Faktoren, die kleiner als 1 sind. Der zweite Abschnitt in der Gleichung für Ea(n) ist der Wert der zusätzli chen Abweichung dividiert durch die Zeit, in der die zusätzliche Abweichung vorhanden ist. Die zu erwar tende Abweichung am Ende des Zeitabschnittes (n+TP) ist dann gegeben durch
EMI0005.0081
Diese zu erwartende Abweichung EQ(n+TP) ist die Abweichung, die bei an jede Turbine in Form von Impulsen über den Umsetzer 47 zur Regelung des Tur binenausgangs abgegeben wird.
Bei jeder Turbine muss der Wert EQ(n) so bestimmt werden, dass er nicht die höchstzulässige Grenze für die Leistungsänderung der Turbine erreicht, d. h. die höchstzulässige Zahl an Megawatt pro Zeiteinheit, um die die Turbinenleistung sich ändern kann. In jedem Fall gibt es zusätzlich eine Kontrolle zur Berücksichtigung der maximalen und mi nimalen Bedingungen für EQ(n+TP).
Die Werte von a und ss sind dadurch bestimmt, dass sie die folgenden Bedingungen erfüllen müssen: 1. Die Regelung muss so sein, dass eine bestimmte Dämpfungsbedingung erfüllt ist.
2. Die nicht ausgeregelten Belastungsstösse müssen möglichst gering gehalten werden.
Wegen der Bedingung 1 muss die Gleichung <I>4</I> ss-a2 -ss2 -2ass <I>= O</I> erfüllt sein. Die nicht ausgeregelten Belastungsstösse N sind gegeben durch die Gleichung
EMI0005.0093
Um ein Minimum zu bekommen, kann man für den Wert der nicht ausgeregelten Belastungsstösse N=1 setzen.
Die obigen Gleichungen können in dem Rechner für<I>a</I> und ss gelöst werden. Die Werte von<I>a</I> und ss werden in dem Befehlsgeber 45 gespeichert.
Bei Ausführung dieser Erfindung wird die ge wünschte oder einzustellende Leistungsänderung für jede Generatoreinheit berechnet, wenn die Gesamtab weichung der Leistung bestimmt ist. Da man die Be rechnung der Solleistungen für jedes einzelne Steuer- Intervall des Rechners vornimmt, ist es von grösster Wichtigkeit für die Arbeitsweise eines Netzes, dass keine unnötige Änderung der Turbinenleistung auftritt.
Kurz gesagt, wenn sich die Sollwertabweichung der Leistung auf einer Verbindungsleitung vermindert, soll kein Steuerbefehl gegeben werden, der überschwingun- gen erzeugt. Wenn jedoch festgestellt ist, dass sich die Sollwertabweichung vergrössert, wird eine Leistungs änderung unter Verwendung aller Kessel- und Turbi nensätze durchgeführt. Auf diese Weise ergibt sich ein nach der jeweils zu erwartenden Leistung arbeitendes Steuersystem, welches eine allgemeine Führungsgrösse enthält, so dass Leistungsschwankungen der Turbinen klein gehalten werden.
Trotzdem arbeitet das System in der Nähe des Optimums mit geringen Schwankun gen der übertragungsleistung auf den Verbindungslei tungen. Dies wird erreicht, wenn der Rechner nach den obigen Gleichungen arbeitet.
Das Grundregelsystem, auf dem die obigen Glei chungen beruhen, stellt ein typisches Servosystem zur Berechnung der vorzugebenden Leistungen für die Ge- neratoreinheiten dar. Zusätzlich wird die Istleistung je der gesteuerten Einheit oder Turbine zur Entkopplung der Turbinenregelung benutzt, so dass ein Gegenein- anderregeln vermieden wird.
Die Solleistung jeder Ein heit besteht aus zwei Anteilen, dem wirtschaftlichen Grundlastwert, Base L und der augenblicklichen Schwingung der Leistung auf der Verbindungsleitung, die die gesteuerte Einheit aufnehmen muss. Fig. 2 zeigt die Entkopplung für ein System mit zwei Turbinen.
In Fig. 2 sind die Symbole Z Zusätze zu den Ein gangswerten, die vektoriell oder algebraisch hinzuge fügt werden. Die in Fig. 2 dargestellten Operationen werden in dem Rechner vorgenommen. Das Steuer gerät 101 für die Vorausberechnung ist im Befehls geber 45 enthalten. Das Steuergerät 101 dient zur Ent- kopplung der einzelnen Einheiten über den die Sum- mationsglieder 103 und 104 enthaltenden Regelkreis.