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.
Method for controlling the power output from generator units in a network The present invention relates to a method for controlling the power output from generator units in a network with a plurality of consumers and connecting lines to neighboring networks.
In such networks, large amounts of power are generally generated and consumed, so that even a reduction in losses of 111 / o, in absolute terms, means very large economic savings. For this reason, a relatively large effort is justified for the optimal control of the network operation.
The input values for regulating such a network require information about the power generated in the individual generator units or power plants, about the power on the connection services to neighboring networks and about the network frequency. With this consideration, all consumers in the network are combined into one consumer whose output can change.
Since this requirement does not apply to so-called non-compliant consumers, for example steel mills, coal mills, automobile presses and other consumers that behave independently of the other consumers, these consumers, like the generator units, are treated separately and their power value is sent to the computing device Control of the network if supplied. In practice, the frequency, the power flowing over the connecting lines and the power output of the generator units are related to setpoint values.
The frequency setpoint represents a fixed value, while the power setpoints can be set according to requirements and depending on existing delivery contracts and agreements.
The present invention relates to a method for controlling the power output of generator units in a network using a computer to which the actual values of the transmission power to other networks, the feed power of the individual generator units and the power of particular variable loads and the frequency are fed . The total costs for generating the electrical work consumed in the network are dependent on how the power on the connecting lines and the power output by the generator units are changed.
In the present invention, the computer takes over the determination of the nominal power values and thus the task of power distribution.
The cost of changing a power generation is different for almost all generator units from one another. They depend, for example, on fuel costs and the amount of water that can be used in a hydropower plant. They also depend on the time period in which a change must take place and on other factors. Furthermore, the cost of power generation depends on the particular operating point at which a generator unit or power plant is currently working when the command to change the power output arrives.
The most economical operation is obtained when each unit delivers just enough power that the additional costs for a slight increase in power are the same in each unit. In order to carry out an economical network control, it is necessary that a control loop is provided from which the generator units are centrally controlled. In known control systems, an analog computer is switched into the control loop for this purpose. These analog computers are fed the load values on the input side, while the control commands are sent to the generator units on the output side depending on the instantaneous values of the input variables.
Mixed computing systems have also been proposed. In these mixed systems, the load values are entered into a digital computer provided in the control loop, while an analog computer in the control loop transmits the control signals to the generator units depending on the output values of the digital computer.
These control devices do not yet provide the precise and reliable control that is required to achieve maximum profitability when operating an interconnected network. In these control devices, the instantaneous deviation from the optimal power distribution is determined and, depending on this, control commands to correct the deviation are given to the generator units of the network.
If, however, the load on the network changes while the power values of the generator units are being corrected, it can happen that the power generated in a generator unit is changed at one point in time in one direction, while it is changed immediately afterwards in the opposite direction Must return to the value previously taken. This up and down regulation of the generator units is very expensive and is avoided in the new method.
According to the invention, this method is characterized in that the computer emits control signals to the individual generator units at certain time intervals to determine the target output, and that the target output is made up of the sum of the instantaneous total feed-in output required at a certain point in time and an additional output, which is equal to the product of a selectable time interval and the temporal derivation of the total feed-in power required at the specific point in time.
After each measurement of the total output deviation, the then existing load is calculated based on the tendency of the change in output for a future point in time and, based on this expected output demand for the future, for example, depending on the generation costs and their values, the new control commands are calculated and issued. The expected deviation can be calculated from an average value of several consecutive deviations between the beginning and the end of a selected period and determined by forming the time differential quotient of these average values.
In addition to the stated values of the transmission power to neighboring networks, the frequency, the non-compliant loads and the feed power of the individual generator units, all network data that can contribute to power generation, the cost factors and other necessary Components are saved. The computer requests this data one after the other in short periods of time. The control for determining the expected deviation can be superimposed on this program. The control signals for the expected deviation can also be in front of certain time periods, for.
B. calculated in 4 seconds and then sent to the generator units or stations. A digital computer is able to calculate the deviations much faster than the time required to regulate a generator unit.
When issuing the arithmetic commands, the following factors stored in its memory can be taken into account by the computer: a) Economic factors for taking into account the additional costs for energy generation and the transmission losses.
b) Limiting values for the boiler, thermal limits of the boiler and turbine and the wear and tear values that result from excessive control activity, as well as maximum and minimum economic and absolute limits.
c) Values for the total deviation of the services and the frequency of the network or in a network area, including variables for differentiating between the permanent and the variable deviation and the deviation that is to be expected if the current change in the permanent deviation is maintained.
By entering the most varied of system values into the computer and by constantly repeating the calculations for the economic power distribution, it is possible to determine the most favorable combinations of the generator units that are in operation and those that have just been taken out of operation for each day, and thus from the past to draw up a schedule for the use of the generator units. The calculation sequence required to obtain such a schedule, taking into account the costs for starting and stopping individual turbines, is shown in the table in column 5 above.
This additional program of the computer enables the load balancer to determine the costs or values with a certain increase in the exchangeable power. The calculator takes into account the economic load distribution, the transmission losses and the production costs and thus enables the load distributor to determine the value or the benefit of exchange services and to select them accordingly.
For example, the computer calculates the required power output for each unit and the times in which each unit is in operation or idle for the next 24 hours every evening at 11 a.m. In addition, the total cost of each unit for the next day is given.
In evaluating this prediction, the computer selects 32 combinations to cover the load and determines the cost of each combination for each hour. He then determines the best combinations for each hour and, based on the expected load, calculates the least expensive way to provide the required performance. In this way, the computer plans the operation of the entire system for 24 hours in advance. In this case, control signals are automatically sent to each unit, giving the schedule and an hourly record of the respective system conditions to the load balancer desk.
The control, which is constantly taking place depending on the expected overall deviation, is superimposed on this travel plan and transmits the necessary control commands to the generator units. So it's everyone
EMI0003.0001
<U> Read <SEP> the <SEP> input data </U>
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> Develop <SEP> the <SEP> possible <SEP> combinations <SEP> of
<tb> <SEP> units in <SEP> operation <SEP> <SEP> in <SEP> these
<tb> hour
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> Calculate <SEP> the <SEP> required <SEP> ready-to-use <SEP> reserve units
<tb> Determine <SEP> the <SEP> production costs <SEP> in <SEP> these
<tb> Hour <SEP> f <U> ü </U> r <SEP> every <SEP> combination <SEP> of this <SEP> hour
<tb> Calculate <SEP> the <SEP> costs <SEP> for <SEP> the <SEP> start <SEP> of <SEP> turbines <SEP>
between <SEP> every <SEP> combination <SEP> the <SEP> last
<tb> hour <SEP> and <SEP> of the <SEP> combination <SEP> in <SEP> of this <SEP> hour
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> Determine <SEP> the <SEP> combination <SEP> of the <SEP> last <SEP> hour
<tb> with <SEP> the <SEP> lowest <SEP> total costs <SEP> between <SEP> the
<tb> hour <SEP> zero <SEP> and <SEP> of the <SEP> combination <SEP> in <SEP> this one
<tb> hour;
<SEP> save <SEP> this <SEP> combination <SEP> and <SEP> the
<tb> costs
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> Determine <SEP> from <SEP> of the <SEP> table, <SEP> like <SEP> long <SEP> the <SEP> in
<tb> the <SEP> combination <SEP> decommissioned <SEP> units <SEP> not
<tb> were in <SEP> operation <SEP>
<tb> If <SEP> this <SEP> is the <SEP> last <SEP> combination
<tb> this <SEP> hour? <SEP> if <SEP> yes
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> if <SEP> no
<tb> <B><U>y</U> </B>
<tb> -E <U> I <SEP> Consider <SEP> the <SEP> next <SEP> combinations </U>
<tb> <B> y </B>
<tb> <U> If <SEP> yes <SEP> Is <SEP> this <SEP> the <SEP> last <SEP> hour? </U>
<tb> <U> if <SEP> no </U>
<tb> <U> Consider <SEP> the <SEP> next <SEP> hour </U>
<tb> Give <SEP> the <SEP> best <SEP> combination <SEP> in <SEP> every <SEP> hour
<tb> and <SEP> indicate the <SEP> total costs <SEP>.
Provide the generator unit with a performance schedule for each day. During the day, the computer only transmits control commands that dictate a certain percentage of the performance specified in the schedule to the generator. Since the schedule is in most cases largely adapted to the course of the actual power requirement, the use of the schedule with continuous transmission of the correction values results in significantly smaller fluctuations in the control commands, so that the value calculated in advance by the computer for the after a certain time Pulse emission the expected deviation is more accurate,
than if only the total required output is calculated and transferred.
An embodiment of the present invention is shown in Fig. 1 as a block diagram and in Fig. 2 as an action diagram. The network 17 contains a large number of consumers (not shown individually) and is fed by a steam power generator 11, an atomic generator 13 and a water power generator 15. The network also contains a large number of connecting lines, of which only one connecting line 18 is shown in FIG. There are also non-compliant loads 19 in the network, such as
B. steel mills, factories with electric arc furnaces or large presses. The connection lines and the feed lines of the generators are provided with telemetry devices 21, 23, 25 and 27, which are simplified in Fig. 1 as current transformers Darge provides. In addition, telemetry lines 29 and 30 are provided for transmitting the performance of the non-conforming loads and for transmitting the instantaneous frequency deviation.
Furthermore, a digital computer 32 with a control panel 61 is available. The input 34 of the computer 32 receives voltage signals that are output depending on the power flowing over the connecting lines, from the generators and the non-compliant loads. In addition, data and commands from the control panel 61 can be entered into the input 34. The output 36 of the computer 32 gives pulses to the generator units to control the power in accordance with the load requirements. In addition, data and information are output from the output 36 to the control panel 61.
The operation of the computer 32 is based on the binary-coded system. It contains a converter 31, which converts input voltages into binary-coded signals, and a control unit 57, which controls the way the computer works and the converter 31 stimulates every second to query the input signals.
The computer also contains a selection stage 33 which sorts out the information formed in the converter 31 and enters it into a memory 35. The memory 35 is connected to a data generator 37 which transmits its data depending on the previous behavior of the network and derives this data from a memory block 39. The data generator 37 is connected on the output side to a block 41 for calculating the expected target output, in which the deviation is calculated that will result from the measured value of the total deviation and the time derivative of this value after a certain time interval has elapsed. This deviation is passed on to a command generator 45.
In addition to the deviation received from block 41, the command generator 45 contains data from a timetable memory 43, from a memory 49, which contains the cost factors for each generator unit 11, 13 and 15, and from a memory 51 in which the generator characteristics are stored. On the basis of these facts, the command generator 45 then determines which change has to be made in each turbine and transmits the required data to a turbine control set 46. The command generator 45 is stimulated by the control unit 57 so that it can transmit these data at selected intervals, e.g. . B. every 4 seconds.
The turbine control set 46 sends this data via a converter to convert the binary coded signals into control pulses for the generator units to a converter 47 which is connected to the generator units via the output 36.
The division of the units in the computer 32 is purely functional and does not have to match the structure of the computer. The functioning of the control system for optimal control of the generator units is then described using equations.
In these equations:
EMI0004.0004
EA (n) <SEP> = <SEP> The <SEP> instantaneous <SEP> total deviation <SEP> in the <SEP> network <SEP> in <SEP> a <SEP> period <SEP> n, <SEP> where <SEP> n <SEP> is the <SEP> time segment
<tb> is, <SEP> for <SEP> the <SEP> the <SEP> deviation <SEP> is calculated <SEP>. <SEP> - <SEP> EA (n) <SEP> becomes <SEP> in <SEP> block <SEP> 41
<tb> calculated.
<tb> PTi (n) <SEP> = <SEP> Power flow <SEP> via <SEP> the <SEP> i. <SEP> connection line <SEP> in the <SEP> time segment <SEP> n. <SEP> PU (n) <SEP> becomes <SEP> in the <SEP> telemetry device <SEP> 27
<tb> formed.
<tb> Ps (n) <SEP> = <SEP> Planned <SEP> or <SEP> specified <SEP> network exchange rate <SEP> in the <SEP> period <SEP> n
<tb> - <SEP> the <SEP> required <SEP> feed-in <SEP> or <SEP> from
<tb> output <SEP> of the <SEP> network.
<SEP> - <SEP> Ps (n)
<tb> <SEP> is calculated in <SEP> block <SEP> 41 <SEP> <SEP> and <SEP> can
<tb> changed from <SEP> to the <SEP> control panel <SEP> 61 <SEP>
<tb> be.
<tb> B <SEP> = <SEP> Change in performance <SEP> per <SEP> unit <SEP> der
<tb> Frequency deviation <SEP> from the <SEP> setpoint.
<tb> - <SEP> Are <SEP> stored in <SEP> block <SEP> 41 <SEP> <SEP> and
<tb> <SEP> can be changed <SEP> from the <SEP> control panel <SEP> 61 <SEP>.
<tb> A, F <SEP> = <SEP> Frequency deviation <SEP> from the <SEP> setpoint.
<tb> - <SEP> QF <SEP> <SEP> is received via <SEP> line <SEP> 30 <SEP>.
<tb> P \ "(n) <SEP> = <SEP> <SEP> non-conforming <SEP> load <SEP> for <SEP> the <SEP> i. <SEP> device <SEP> in <SEP> Period <SEP> n.
<SEP> P "Ci (n) <SEP> is fed to <SEP> via <SEP> line <SEP> 29 <SEP>.
<tb> n <SEP> = <SEP> A <SEP> specific <SEP> time period <SEP> in <SEP> the
<tb> calculation. <SEP> - <SEP> n <SEP> becomes <SEP> through <SEP> das
<tb> Control unit <SEP> 57 <SEP> entered <SEP> and <SEP> can
<tb> changed from <SEP> control panel <SEP> 61 <SEP>
<tb> be.
<tb> PDi (n) <SEP> = <SEP> target output <SEP> of <SEP> i. <SEP> Turbine <SEP> in the <SEP> time segment <SEP> n. <SEP> - <SEP> PDi (n) <SEP> <SEP> is calculated in the <SEP> command transmitter <SEP> 45 <SEP> .
<tb> Basei (n) <SEP> = <SEP> Basic service <SEP> of <SEP> i. <SEP> turbine <SEP> im
<tb> Time segment <SEP> n. <SEP> - <SEP> Basei (n) <SEP> becomes <SEP> in
<tb> Command transmitter <SEP> for <SEP> the <SEP> economic
<tb> Load distribution <SEP> calculates <SEP> and <SEP> saved.
<SEP> The <SEP> calculation <SEP> of <SEP> base (s)
<tb> <SEP> is based on <SEP> the <SEP> principle, <SEP> that <SEP> the <SEP> at additional <SEP> costs <SEP> of all <SEP> generator units <SEP> each other <SEP> <SEP> should be the same as <SEP>.
<tb> PAi (n) <SEP> = <SEP> output power <SEP> of the <SEP> i. <SEP> turbine <SEP> im
<tb> Time segment <SEP> n. <SEP> - <SEP> PAi (n) <SEP> becomes <SEP> from
<tb> the <SEP> remote measuring devices <SEP> 21, <SEP> 23 <SEP> and <SEP> 25
<tb> derived.
EMI0004.0005
Es (n) <SEP> = <SEP> Momentary deviation <SEP> in the <SEP> period <SEP> n. <SEP> - <SEP> Es (n) <SEP> becomes <SEP> in the <SEP> command transmitter <SEP> 45 <SEP> calculated.
<tb> Es (n) <SEP> = <SEP> Average value <SEP> of the <SEP> power deviation <SEP> in the <SEP> network <SEP> in the <SEP> time segment
<tb> n, <SEP> the <SEP> as <SEP> average <SEP> of the <SEP> deviations <SEP> from the <SEP> start <SEP> to <SEP> to the <SEP> end
<tb> of a <SEP> time period <SEP> is formed <SEP>.
<tb> - <SEP> Es (n) <SEP> becomes <SEP> in the <SEP> command transmitter <SEP> 45
<tb> calculated.
<SEP> The <SEP> time periods <SEP> for
<tb> Formation <SEP> of the <SEP> average value
<tb> <SEP> can be different <SEP> <SEP> from <SEP> dem
<tb> Temporal <SEP> interval <SEP> between two <SEP> time segments <SEP> n.
<tb> Es (n) <SEP> = <SEP> Expected <SEP> performance deviation <SEP> im
<tb> Network <SEP> in the <SEP> period <SEP> n. <SEP> - <SEP> s <SEP> (n)
<tb> <SEP> is calculated in the <SEP> command transmitter <SEP> 45 <SEP>.
<tb> E (n) <SEP> = <SEP> Current <SEP> total deviation
<tb> of the <SEP> service <SEP> in the <SEP> time period <SEP> n. <SEP> E (n) <SEP> is calculated <SEP> in the <SEP> tax rate <SEP> 46 <SEP> < SEP> and <SEP> saved.
<tb> Eoi (n + Tp) <SEP> = <SEP> Expected <SEP> power deviation <SEP> of the
<tb> i.
<SEP> Turbine <SEP> at the <SEP> end <SEP> of a <SEP> period <SEP> T., <SEP> for <SEP> the <SEP> the <SEP> expected
<tb> Power deviation <SEP> is calculated <SEP> is
<tb> and <SEP> the <SEP> follows the <SEP> n. <SEP> period <SEP>.
<tb> - <SEP> Eoi (n <SEP> + <SEP> T,) <SEP> becomes <SEP> in the <SEP> tax rate
<tb> 46 <SEP> saved.
<tb> (/ o) i <SEP> = <SEP> Percentage value <SEP> of the <SEP> turbine output <SEP> for each <SEP> turbine <SEP> with <SEP> a <SEP> required
<tb> Change in performance. <SEP> He <SEP> will be <SEP> in <SEP> den
<tb> Command transmitter <SEP> 45 <SEP> either <SEP> from <SEP> memory <SEP> 49 <SEP> or <SEP> from <SEP> control panel <SEP> 61 <SEP> entered.
<tb> K <SEP> = <SEP> Limit <SEP> of the <SEP> control capability <SEP> of a <SEP> turbine.
<SEP> This <SEP> limit <SEP> can <SEP> be a <SEP> function <SEP> of the <SEP> turbine power <SEP>. <SEP> - <SEP> K
<tb> <SEP> is stored in <SEP> the <SEP> tax rate <SEP> 46 <SEP>
<tb> and <SEP> can <SEP> from the <SEP> control panel <SEP> 61
<tb> can be changed <SEP>.
<tb> Ks <SEP> = <SEP> Control limit <SEP> of the <SEP> entire <SEP> network.
<tb> a, <SEP> ss <SEP> = <SEP> Additional parameters <SEP> for <SEP> formation <SEP> der
<tb> averages. <SEP> a <SEP> and <SEP> ss <SEP> are <SEP> im
<tb> Command transmitter <SEP> 45 <SEP> saved.
<tb> Ts <SEP> = <SEP> Duration <SEP> of each <SEP> assessment period
<tb> (in the <SEP> general <SEP> 4 <SEP> seconds).
<SEP> - <SEP> Ts
<tb> <SEP> is saved in <SEP> control unit <SEP> 57 <SEP> <SEP> and
<tb> <SEP> can be changed <SEP> from the <SEP> control panel <SEP> 61 <SEP>.
<tb> TP <SEP> = <SEP> Duration <SEP> of the <SEP> time interval, <SEP> for <SEP> the <SEP> die
<tb> <SEP> expected <SEP> total power deviation <SEP> is calculated <SEP>; <SEP> TP <SEP> can
<tb> take longer <SEP> <SEP> than <SEP> Ts <SEP> and <SEP> is <SEP> stored in <SEP> sender <SEP> 45 <SEP>, <SEP> can <SEP> each but <SEP> also <SEP> from the <SEP> control panel
<tb> 61 <SEP> can be changed <SEP>.
The instantaneous total deviation of the power in time segment n, EA (n) for the system is given by the equation EA (n) = -y PU (n) - PS (n) + B 0 F (n) + - 'PNci (n ) The first summation covers all connection lines, while the last summation is carried out over all non-compliant loads.
Ps (n) = Po (n) + Ts Po (n) Here, Po (n) means the power at the beginning of a time segment Ts. It is stored in the memory 39. Po (n) is inserted from the control panel 61 by the operator. The operator knows the performance to be demanded and the performance change to be specified.
If EI (n) represents an intermediate value for calculation purposes, this is given by the equation EI (n) = Eo (n) - I 'PA (n) + -y PD (n) Both summations are carried out over the existing turbines. EI (n) is calculated in the command generator 45.
Eo (n) = Ks EI (n) + Eo (n-Ts) Eo (n) represents a further intermediate value that is calculated in the command generator 45. - Eo (n-Ts) is stored in the memory 39.
EMI0005.0035
The point above the horizontal lines is used instead of the symbol for the time derivative ät.
From the equations given above, an average value of the power deviations on the connecting lines Es (n) in time segment n and the likewise averaged predefined or expected deviation of the power values on the connecting lines lungs Es (n + TP) at time (n + TP) can be calculated ) can be determined. The desired power output of each turbine is calculated in the time segment n, while the time n + TP is taken into account in the system.
n Es (n + TP) thus represents the expected power deviation of the network that will occur around time TP after the nth time segment has elapsed. n Es (n + TP) can also be calculated over a longer assessment period.
Then TP is greater than n than Ts. It (n + TP) is entered in the tax rate 46 and is used to calculate the control pulses. For each turbine, the instantaneous deviation for a time segment is given by E (n) = K [PD (n) - PA (n)]. The values of PA (n) and K are stored in control record 46 and if PD (n) is entered , E (n) is calculated at this tax rate. PD (n) is calculated and stored in memory 49.
In this equation, PD is for the i. Turbine by the equation
EMI0005.0062
given when EQ (n) represents the power deviation of this turbine at the beginning of the respective time segment. In this case, the average value EQ (n) over the time segment n is given by EQ (n) = (1 -a) [EQ (n - Ts) + Ts EQ n - Ts)] + a E (n) where EQ ( n - Ts)
represents the average value for the previous period.
EMI0005.0077
The above values a and ss are simple factors that are less than 1. The second section in the equation for Ea (n) is the value of the additional deviation divided by the time that the additional deviation was present. The deviation to be expected at the end of the period (n + TP) is then given by
EMI0005.0081
This expected deviation EQ (n + TP) is the deviation that is given to each turbine in the form of pulses via the converter 47 to control the turbine output.
For each turbine, the value EQ (n) must be determined in such a way that it does not reach the maximum permissible limit for the change in output of the turbine, i.e. H. the maximum permissible number of megawatts per unit of time by which the turbine output can change. In each case there is an additional control to take into account the maximum and minimum conditions for EQ (n + TP).
The values of a and ss are determined by the fact that they must meet the following conditions: 1. The control must be such that a certain damping condition is met.
2. The unbalanced load surges must be kept as low as possible.
Because of condition 1, the equation <I> 4 </I> ss-a2 -ss2 -2ass <I> = O </I> must be fulfilled. The uncontrolled load surges N are given by the equation
EMI0005.0093
In order to get a minimum, one can set N = 1 for the value of the uncontrolled load surges.
The above equations can be solved in the calculator for <I> a </I> and ss. The values of <I> a </I> and ss are stored in the command generator 45.
When carrying out this invention, the desired or to be set change in output is calculated for each generator unit when the total deviation in output is determined. Since the target output is calculated for each individual control interval of the computer, it is of the greatest importance for the functioning of a network that there is no unnecessary change in the turbine output.
In short, if the setpoint deviation of the power on a connecting line decreases, no control command should be given that would generate overshoots. However, if it is determined that the setpoint deviation is increasing, a change in output is carried out using all boiler and turbine sets. This results in a control system that works according to the power to be expected in each case and that contains a general reference variable so that power fluctuations of the turbines are kept small.
Nevertheless, the system works close to the optimum with low fluctuations in the transmission capacity on the connecting lines. This is achieved when the calculator works according to the above equations.
The basic control system, on which the above equations are based, represents a typical servo system for calculating the power to be specified for the generator units. In addition, the actual power for each controlled unit or turbine is used to decouple the turbine control so that mutual rules are avoided becomes.
The nominal power of each unit consists of two parts, the economic base load value, Base L and the current oscillation of the power on the connection line that the controlled unit has to absorb. Fig. 2 shows the decoupling for a system with two turbines.
In Fig. 2, the symbols Z are additions to the input values that are added vectorially or algebraically. The operations shown in Fig. 2 are performed in the computer. The control device 101 for the advance calculation is contained in the command 45. The control device 101 is used to decouple the individual units via the control circuit containing the summation elements 103 and 104.