CH446495A - Method for controlling the power output of generator units in a network - Google Patents

Method for controlling the power output of generator units in a network

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Publication number
CH446495A
CH446495A CH35266A CH35266A CH446495A CH 446495 A CH446495 A CH 446495A CH 35266 A CH35266 A CH 35266A CH 35266 A CH35266 A CH 35266A CH 446495 A CH446495 A CH 446495A
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CH
Switzerland
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sep
power
generator units
time
computer
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Application number
CH35266A
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German (de)
Inventor
C Giras Theodore
Original Assignee
Westinghouse Electric Corp
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Publication date
Application filed by Westinghouse Electric Corp filed Critical Westinghouse Electric Corp
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    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02BCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
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    • Y02B70/3225Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
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    • Y04INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
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Description

       

  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.


    

Claims (1)

PATENTANSPRUCH Verfahren zur Steuerung der Leistungsabgabe von Generatoreinheiten in einem Netz unter Verwendung eines Rechners (32), dem die Istwerte der übertra- gungsleistungen zu anderen Netzen, der Einspeiselei- stungen der einzelnen Generatoreinheiten (11, 13, 15) und der Leistung besonderer veränderlicher Belastun gen (19) sowie der Frequenz (30) zugeführt werden, dadurch gekennzeichnet, dass vom Rechner in be stimmten Zeitabständen (Ts) Steuersignale zur Fest legung der Solleistungen an die einzelnen Generator einheiten (11, 13, 15) PATENT CLAIM Method for controlling the power output of generator units in a network using a computer (32) to which the actual values of the transmission power to other networks, the feed power of the individual generator units (11, 13, 15) and the power of particular variable loads gen (19) and the frequency (30), characterized in that the computer sends control signals to the individual generator units (11, 13, 15) at certain time intervals (Ts) to determine the target powers. abgegeben werden und dass sich die Solleistungssumme aus der Summe der zu einem Zeitpunkt (n) erforderlichen augenblicklichen Gesamt einspeiseleistung und einer Zusatzleistung zusammen setzt, die gleich dem Produkt aus einem wählbaren Zeitabstand (TP) und der zeitlichen Ableitung der zum Zeitpunkt (n) erforderlichen Gesamteinspeiselei- stung ist. UNTERANSPRÜCHE 1. and that the target power total is made up of the sum of the current total feed-in power required at a time (s) and an additional power, which is equal to the product of a selectable time interval (TP) and the time derivative of the total feed-in required at the time (s) - is stung. SUBCLAIMS 1. Verfahren nach Patentanspruch unter Verwen dung eines Digitalrechners, dadurch gekennzeichnet, dass als augenblickliche Gesamteinspeiseleistung der Durchschnitt aus den erforderlichen Gesamteinspeise- leistungen in mehreren Zeitabschnitten seit der letzten Aussendung der Steuersignale an die Generatoreinhei- ten verwendet wird. 2. Method according to patent claim using a digital computer, characterized in that the current total feed power is the average of the required total feed power in several time segments since the control signals were last sent to the generator units. 2. Verfahren nach Patentanspruch zur Steuerung der Leistungsabgabe von Generatoreinheiten, denen ein Leistungsfahrplan zugeordnet ist, dadurch gekennzeich net, dass zu den Generatoreinheiten als Solleistung ein bestimmter Prozentsatz der im Leistungsfahrplan fest gelegten Leistung übertragen wird. 3. Verfahren nach Unteranspruch 2, dadurch ge kennzeichnet, dass im Rechner zur Festlegung des Lei stungsfahrplans der Generatoreinheiten in einem länge ren Zeitabschnitt (z. Method according to patent claim for controlling the power output of generator units to which a power schedule is assigned, characterized in that a certain percentage of the power specified in the power schedule is transmitted to the generator units as the target power. 3. The method according to dependent claim 2, characterized in that the computer to determine the Lei stungsfahrplan the generator units in a long Ren time segment (z. B. eine Stunde) die Kosten jeder vom Rechner ermittelten Kombination unter Berück sichtigung der Kosten für das erforderliche Starten ei ner Turbine mit den Kosten der Kombination des vor hergehenden Abschnittes verglichen werden und dass daraus die Kombination des letzten Zeitabschnittes er mittelt wird, der die geringsten Gesamtkosten bis zum laufenden Zeitabschnitt zugrunde liegen. B. one hour) the cost of each combination determined by the computer, taking into account the cost of the required starting ei ner turbine with the cost of the combination of the previous section are compared and that the combination of the last time section is determined, which is the least Based on total costs up to the current period.
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