CH710432A2

CH710432A2 - Verfahren zum Betrieb von Kraftwerk-Wärmeerzeugungseinheiten.

Info

Publication number: CH710432A2
Application number: CH01700/15A
Authority: CH
Inventors: Anne Wichmann Lisa; Kumar Pandey Achalesh; Michael Raczynski Christopher
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2014-11-26
Filing date: 2015-11-20
Publication date: 2016-05-31
Also published as: US20160147204A1; JP2016119067A

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren (900) zum Betreiben eines Sensors in einer Wärmeerzeugungseinheit. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: Definieren von Rückschauzeitspannen, wobei die Rückschauzeitspannen jeweils vorhergehende Zeitspannen des Betriebs der Wärmeerzeugungseinheit aufweisen, wobei die Rückschauzeitspannen mindestens eine erste Rückschauzeitspanne und eine zweite Rückschauzeitspanne aufweisen, Empfangen eines ersten Datensatzes in Zusammenhang mit den Ablesungen für den Sensor während der ersten Rückschauzeitspanne, Empfangen eines zweiten Datensatzes in Zusammenhang mit den Ablesungen für den Sensor während der zweiten Rückschauzeitspanne, Ausführen einer ersten Prüfung auf dem ersten Datensatz und daraus Erhalten eines ersten Resultats (904), Ausführen einer zweiten Prüfung auf dem zweiten Datensatz und daraus Erhalten eines zweiten Resultats (907), und Bestimmen einer Wahrscheinlichkeit, ob der Sensor schlecht funktioniert, basierend auf dem ersten und dem zweiten Resultat.

Description

QUERVERWEIS ZU VERWANDTEN ANMELDUNGEN

[0001] Diese Anmeldung beansprucht Priorität von der provisorischen U.S. Patentanmeldung Nr. 61/922 555 mit dem Titel «TURBINE ENGINE AND PLANT OPERATIONAL FLEXIBILITY AND ECONOMIC OPTIMIZATION SYSTEMS AND PROCESSES RELATED THERETO», eingereicht am 31. Dezember 2013, die hiermit durch Verweis vollständig aufgenommen wird; die vorliegende Anmeldung beansprucht das Anmeldedatum dieser provisorischen Patentanmeldung gemäss 35 U.S.C.119(e).

HINTERGRUND DER ERFINDUNG

[0002] Die Erfindung der vorliegenden Anmeldung betrifft im Allgemeinen die Stromerzeugung und insbesondere Verfahren und Systeme, die mit der Wirtschaftlichkeit und Leistungsoptimierung und/oder Verbesserung von Kraftwerken, die Wärmeerzeugungsanlagen haben, verbunden sind.

[0003] Bei elektrischen Stromanlagen erzeugt eine Anzahl von Teilnehmern oder Kraftwerken Elektrizität, die dann anhand gemeinsamer Übertragungsleitungen zu Wohn- und Gewerbekunden verteilt wird. Es versteht sich, dass Wärmeerzeugungsanlagen, wie zum Beispiel Gasturbinen, Dampfturbinen und Anlagen mit kombiniertem Zyklus noch herangezogen werden, um einen signifikanten Anteil der Leistung zu erzeugen, die solche Systeme erfordern. Jedes der Kraftwerke innerhalb solcher Systeme weist eine oder mehrere Stromerzeugungseinheiten auf, und jede dieser Einheiten weist typischerweise ein Steuersystem auf, das den Betrieb steuert und, falls das Kraftwerk mehr als eine Erzeugungseinheit hat, die Leistung des Kraftwerks als Ganzes. Als ein Beispiel ist eine der Verantwortungen eines Kraftwerkbetreibers das Erzeugen einer Angebotskurve, die die Kosten der Stromerzeugung darstellt. Eine Angebotskurve weist typischerweise eine inkrementelle variable Kostenkurve, eine durchschnittliche variable Kostenkurve oder eine andere geeignete Angabe der variablen Leistungserzeugungskosten auf, die typischerweise in Dollar pro Megawattstunde gegenüber der Ausgabe in Megawatt ausgedrückt wird. Es versteht sich, dass eine durchschnittliche variable Kostenkurve kumulative Kosten geteilt durch kumulative Leistungsausgabe für einen gegebenen Punkt darstellen kann, und eine inkrementelle variable Kostenkurve eine Änderung der Kosten geteilt durch eine Änderung der Leistungsausgabe darstellen kann. Eine inkrementelle variable Kostenkurve erzielt man zum Beispiel, indem man eine erste Ableitung der Eingabe-Ausgabekurve des Kraftwerks nimmt, die Kosten pro Stunde im Vergleich zu erzeugter Leistung darstellt. Bei einem Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus, bei dem Abwärme von einem Brennstoffe verbrennenden Generator verwendet wird, um Dampf zu erzeugen, um eine zusätzliche Dampfturbine mit Leistung zu versorgen, kann eine inkrementelle variable Kostenkurve auch mit bekannten Techniken erzielt werden, aber ihre Ableitung kann komplexer sein.

[0004] Bei den meisten Stromsystemen wird ein Wettbewerbsprozess verwendet, der gewöhnlich wirtschaftliche Zuteilung (Economic Dispatch) genannt wird, um Systemlast auf Kraftwerke während einer zukünftigen Zeitspanne aufzuteilen. Als Teil dieses Prozesses erzeugen Kraftwerke in regelmässigen Abständen Angebotskurven und senden die Angebotskurven zu einer Stromsystembehörde oder zu einem Zuteiler. Derartige Angebotskurven stellen Gebote der Kraftwerke zum Erzeugen eines Anteils der Elektrizität dar, die das Stromsystem während einer zukünftigen Marktzeitspanne benötigt. Die Zuteilungsbehörde empfängt die Angebotskurven von den Kraftwerken innerhalb ihres Systems und beurteilt sie, um das Niveau zu bestimmen, mit welchem jedes Kraftwerk beteiligt werden soll, um die vorhergesagten Lastanforderungen des Systems am effizientesten zu decken. Dabei analysiert die Zuteilungsbehörde Angebotskurven und erzeugt mit dem Ziel des Eruierens der niedrigsten Erzeugungskosten für das System eine Verpflichtungsplanung, die das Ausmass beschreibt, in dem jedes der Kraftwerke während der relevanten Zeitspanne beteiligt wird.

[0005] Sobald die Verpflichtungsplanung den Kraftwerken kommuniziert wurde, kann jedes Kraftwerk die effizienteste und kosteneffizienteste Art und Weise bestimmen, auf die seine Lastverpflichtung erfüllt wird. Es versteht sich, dass die Erzeugungseinheiten des Kraftwerks Steuersysteme aufweisen, die den Betrieb überwachen und steuern. Wenn die Erzeugungseinheiten Wärmegeneratoren aufweisen, lenken solche Steuersysteme die Verbrennungssysteme sowie andere Aspekte des Betriebs. (Zu veranschaulichenden Zwecken werden sowohl ein Gasturbinen- als auch ein Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus hier beschrieben, es ist jedoch klar, dass bestimmte Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung an andere Arten von Stromerzeugungseinheiten angewandt oder gemeinsam mit diesen verwendet werden können.) Das Steuersystem kann Planungsalgorithmen ausführen, die den Brennstofffluss, Einlassleitschaufeln und andere Steuereingaben einstellen, um effizienten Betrieb der Maschine sicherzustellen. Die tatsächliche Ausgabe und Effizienz eines Kraftwerks wird jedoch durch externe Faktoren beeinflusst, wie zum Beispiel durch variable Umgebungsbedingungen, die nicht vollständig vorweggenommen werden können. Es versteht sich, dass es die Komplexheit solcher Systeme sowie die Variabilität der Betriebsbedingungen schwierig machen können, die Leistung vorherzusagen und zu steuern, was oft in ineffizientem Betrieb resultiert.

[0006] Maschinenverschlechterung, die mit der Zeit auftritt, ist eine andere schwierig zu quantifizierende Tatsache, die sich signifikant auf die Leistung der Erzeugungseinheiten auswirken kann. Es versteht sich, dass sich die Verschlechterungsrate, das Ersetzen abgenutzter Bauteile, das Timing der Wartungseingriffe und andere Faktoren auf die kurzfristige Leistung des Kraftwerks auswirken und daher berücksichtigt werden müssen, wenn Kostenkurven während des Zuteilungsprozesses erzeugt werden, und auch wenn die Langzeitkosten-Effektivität des Kraftwerks beurteilt wird. Als ein Beispiel enthält die Gasturbinenlebensdauer typischerweise Grenzen, die sowohl in Betriebsstunden als auch in Anzahl von Anfahrvorgängen ausgedrückt sind. Falls eine Gasturbine oder eine ihrer Komponenten ihre Anzahlgrenze von Anfahrvorgängen vor der Betriebsstundengrenze erreicht, muss sie repariert oder ersetzt werden, auch falls sie restliche auf Stunden basierende Lebenszeit hat. Auf Stunden basierende Lebensdauer bei einer Gasturbine kann durch Verringern der Brenntemperatur verlängert werden, das verringert aber die Effizienz der Gasturbine, was wiederum die Betriebskosten erhöht. Umgekehrt erhöht das Erhöhen der Brenntemperatur die Effizienz, verkürzt jedoch die Gasturbinenlebensdauer und steigert die Wartungs- und/oder Ersatzkosten. Es versteht sich, dass die Lebenszykluskosten einer Wärmemaschine von vielen komplexen Faktoren abhängen, während sie auch eine signifikante Betrachtung hinsichtlich der wirtschaftlichen Effizienz des Kraftwerks darstellen.

[0007] Angesichts der Komplexheit moderner Kraftwerke, insbesondere derjenigen, die mehrere Erzeugungseinheiten (Kraftwerksblöcken) haben, und des Markts, auf dem sie konkurrieren, bemühten sich die Betreiber von Kraftwerken weiterhin um ein Maximieren der wirtschaftlichen Rentabilität. Die Netzverträglichkeit und Zuteilungsplanung für ein Kraftwerk werden zum Beispiel negativ vom Steuern von Wärmeerzeugungseinheiten auf eine übermässig statische Art beeinflusst, das heisst Verwenden statischer Steuerprofile, wie zum Beispiel Heizratenkurven, die abgeleitet von nur periodischen Leistungstests gesammelt werden. Zwischen diesen periodischen Aktualisierungen kann sich die Turbinenleistung ändern (zum Beispiel durch Verschlechterung), was sich auf die Anfahr- und Lastleistung auswirken kann. Ausserdem können Innertagesänderungen der externen Faktoren ohne ihre Berücksichtigung in den Turbinensteuerprofilen zu ineffizientem Betrieb führen. Um diese Art von Variabilität zu kompensieren, werden die Betreiber von Kraftwerken bei der Planung zukünftigen Betriebs oft übermässig konservativ, was in unterausgelasteten Erzeugungseinheiten resultiert. Zu anderen Zeiten werden Kraftwerkbetreiber gezwungen, Einheiten ineffizient zu betreiben, um übermässige Verpflichtungen zu erfüllen.

[0008] Ohne Identifizieren der Kurzzeit-Ineffizienzen und/oder Langzeitverschlechterung, während sie jeweils entstehen, müssen die herkömmlichen Steuersysteme von Kraftwerken entweder häufig neu abgestimmt werden, was ein kostspieliger Vorgang ist, oder konservativ betrieben werden, um präventiv Bauteilverschlechterung zu berücksichtigen. Die Alternative bedeutet, es zu riskieren, gegen Betriebsgrenzen zu verstossen, was zu übermässiger Ermüdung oder Versagen führt. Ähnlich mangelt es herkömmlichen Kraftwerk-Steuersystemen an der Fähigkeit, sich ändernde Bedingungen sehr kosteneffizient zu berücksichtigen. Es versteht sich, dass das darin resultiert, dass die Kraftwerknutzung oft alles nur nicht optimal ist. Es besteht daher ein Bedarf an verbesserten Verfahren und Systemen zum Überwachen, Modellieren und Steuern des Betriebs des Kraftwerks, insbesondere derjenigen, die ein komplettes Verstehen der Myriaden von Betriebsmodi ermöglichen, die für Betreiber komplexer moderner Kraftwerke verfügbar sind, und der wirtschaftlichen Kompromisse, die jeweils mit ihnen verbunden sind.

KURZE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

[0009] Die vorliegende Anmeldung beschreibt daher ein Verfahren zum Betreiben eines Sensors in einer Wärmeerzeugungseinheit. Der Sensor kann kommunizierend mit einem Steuersystem verbunden und konfiguriert sein, um Ablesungen zu erfassen, um einen Betriebsparameter zu messen. Das Verfahren kann die folgenden Schritte aufweisen: Definieren von Rückschauzeitspannen, wobei die Rückschauzeitspannen jeweils vorhergehende Zeitspannen des Betriebs der Wärmeerzeugungseinheit sind, wobei die Rückschauzeitspannen mindestens eine erste Rückschauzeitspanne und eine zweite Rückschauzeitspanne aufweisen, Empfangen eines ersten Datensatzes betreffend die Ablesungen für den Sensor während der ersten Rückschauzeitspanne, Empfangen eines zweiten Datensatzes betreffend die Ablesungen für den Sensor während der zweiten Rückschauzeitspanne, Ausführen einer ersten Prüfung auf dem ersten Datensatz und daraus Erhalten eines ersten Resultats, Ausführen einer zweiten Prüfung auf dem zweiten Datensatz und daraus Erhalten eines zweiten Resultats, und Bestimmen einer Wahrscheinlichkeit, ob der Sensor schlecht funktioniert, basierend auf dem ersten und dem zweiten Resultat.

[0010] Diese und andere Merkmale der vorliegenden Anmeldung ergeben sich bei der Durchsicht der folgenden ausführlichen Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen gemeinsam mit den Zeichnungen und den anliegenden Ansprüchen.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

[0011] <tb>Fig. 1<SEP>zeigt eine Skizze eines Stromsystems nach Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 2<SEP>veranschaulicht eine Skizze einer beispielhaften Wärmeerzeugungseinheit, wie sie innerhalb von Kraftwerken verwendet werden kann, gemäss Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 3<SEP>zeigt eine Skizze eines beispielhaften Kraftwerks, das mehrere Gasturbinen gemäss Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung hat, <tb>Fig. 4<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Systemkonfiguration einer Kraftwerksteuervorrichtung und eines Optimierers gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 5<SEP>veranschaulicht eine Skizze eines Kraftwerks mit einer Kraftwerksteuervorrichtung und einem Optimierer, das eine Systemkonfiguration gemäss bestimmten Aspekten der vorliegenden Erfindung hat, <tb>Fig. 6<SEP>zeigt ein Computersystem, das eine beispielhafte Benutzeroberfläche gemäss bestimmten Aspekten der vorliegenden Erfindung hat, <tb>Fig. 7<SEP>ist eine beispielhafte inkrementelle Heizratenkurve und eines Effekts, den ein Fehler auf den wirtschaftlichen Zuteilungsprozess haben kann, <tb>Fig. 8<SEP>zeigt eine Skizze einer beispielhaften Kraftwerksteuervorrichtung mit einem Stromsystem gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 9<SEP>veranschaulicht ein Flussdiagramm des Werksteuerverfahrens gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 10<SEP>veranschaulicht ein Datenflussdiagramm, das eine Architektur für ein Werksoptimierungssystem für ein Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung beschreibt, <tb>Fig. 11<SEP>stellt ein vereinfachtes Blockschaltbild eines Computersystems bereit, wie es mit einem Echtzeit-Optimierungssystem gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann, <tb>Fig. 12<SEP>ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens zum Lösen parametrisierter gleichzeitiger Gleichungen und Beschränkungen gemäss der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 13<SEP>zeigt eine vereinfachte Konfiguration eines Computersystems gemäss Steuermethodologie von Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 14<SEP>veranschaulicht eine alternative Konfiguration eines Computersystems gemäss Steuermethodologie von Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 15<SEP>ist ein Flussdiagramm einer beispielhaften Steuermethodologie gemäss beispielhaften Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 16<SEP>ist ein Flussdiagramm einer beispielhaften Steuermethodologie gemäss beispielhaften Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 17<SEP>ist ein Flussdiagramm einer beispielhaften Steuermethodologie gemäss beispielhaften Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 18<SEP>veranschaulicht ein Flussdiagramm, bei dem eine alternative Ausführungsform der vorliegenden Erfindung bereitgestellt ist, die die Optimierung eines Abregelvorgangs betrifft, <tb>Fig. 19<SEP>veranschaulicht ein Flussdiagramm, bei dem eine alternative Ausführungsform der vorliegenden Erfindung bereitgestellt ist, die die Optimierung zwischen Abregel- und Abschaltvorgang betrifft, <tb>Fig. 20<SEP>ist eine Skizze, die verfügbare Betriebsmodi einer Gasturbine während einer ausgewählten Betriebsperiode veranschaulicht, die definierte Intervalle gemäss Aspekten einer beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung hat, <tb>Fig. 21<SEP>ist eine Skizze, die verfügbare Betriebsmodi einer Gasturbine während einer ausgewählten Betriebs Zeitspanne veranschaulicht, die definierte Intervalle gemäss Aspekten einer alternativen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung hat, <tb>Fig. 22<SEP>veranschaulicht ein Flussdiagramm gemäss einem Kraftwerk-Flottenoptimierungsprozess gemäss einer alternativen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 23<SEP>veranschaulicht eine Skizze eines Kraftwerk-Flottenoptimierungssystems gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 24<SEP>veranschaulicht eine Skizze eines Kraftwerk-Flottenoptimierungssystems gemäss alternativen Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 25<SEP>veranschaulicht eine Skizze eines Kraftwerk-Flottenoptimierungssystems gemäss alternativen Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 26<SEP>veranschaulicht eine Skizze eines Verfahrens zum Steuern des Betriebs von Kraftwerksensoren gemäss alternativen Aspekten der vorliegenden Erfindung, <tb>Fig. 27<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform der Kontinuitätssensorprüfung der Fig. 26 , <tb>Fig. 28<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform der Datensensorprüfung der Fig. 26 , <tb>Fig. 29<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform der Modellsensorprüfung der Fig. 26 , <tb>Fig. 30<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform der Bereichssensorprüfung der Fig. 26 , und <tb>Fig. 31<SEP>veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform der Mittelungssensorprüfung der Fig. 26 .

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

[0012] Beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung werden nun ausführlicher unter Bezugnahme auf die begleitenden Zeichnungen beschrieben, in welchen einige aber nicht alle Ausführungsformen der Erfindung gezeigt sind. Unterschiedliche Ausführungsformen der Erfindung können nämlich in vielen unterschiedlichen Formen verkörpert werden und sollten nicht als auf die Ausführungsformen, die hier dargelegt sind, beschränkt ausgelegt werden, da diese Ausführungsformen vielmehr bereitgestellt werden, damit diese Offenbarung geltende gesetzliche Forderungen erfüllt. Gleiche Bezugszeichen können durchgehend auf gleiche Elemente verweisen.

[0013] Gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung werden Systeme und Verfahren offenbart, die verwendet werden können, um die Leistung von Stromsystemen, Kraftwerken und/oder Wärmeerzeugungseinheiten zu optimieren. Bei beispielhaften Ausführungsformen weist diese Optimierung eine wirtschaftliche Optimierung auf, durch die ein Betreiber eines Kraftwerks zwischen alternativen Betriebsmodi entscheidet, um die Rentabilität zu erhöhen. Ausführungsformen können innerhalb eines bestimmten Stromsystems verwendet werden, um einen kompetitiven Vorsprung beim Beschaffen vorteilhafter wirtschaftlicher Verpflichtungsbedingungen während des Zuteilungsprozesses bereitzustellen. Eine Beraterfunktion kann es Betreibern erlauben, zwischen Betriebsmodi basierend auf präzisen wirtschaftlichen Vergleichen und Prognosen ihre Wahl zu treffen. Als ein anderes Merkmal kann der Vorgang des vorausschauenden Brennstoffkaufs zukünftige Erzeugungsperioden verbessert werden, so dass der Brennstoffbestand minimiert wird, während die Gefahr einer Unterdeckung nicht erhöht wird. Andere Konfigurationen der vorliegenden Erfindung, wie unten beschrieben, stellen durch Computer umgesetzte Verfahren und Geräte zum Modellieren von Stromsystemen und Kraftwerken, die mehrere Wärmeerzeugungseinheiten haben, bereit. Die technischen Effekte einiger Konfigurationen der vorliegenden Erfindung weisen das Erzeugen und Lösen von Energiesystemmodellen auf, die die Leistung unter variierenden physikalischen, betrieblichen und/oder wirtschaftlichen Bedingungen vorhersagen. Beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung kombinieren ein Kraftwerkmodell, das Leistung unter variierenden Umgebungs- und Betriebsbedingungen mit einem wirtschaftlichen Modell vorhersagt, das wirtschaftliche Beschränkungen, Zielsetzungen und Marktbedingungen aufweist, um die Rentabilität zu optimieren. Dabei kann das Optimierungssystem der vorliegenden Erfindung optimierte Sollwertvorgaben vorhersagen, die die Rentabilität für bestimmte Kombinationen von Umgebungs-, Betriebs-, Vertrags-, Vorschrifts-, Gesetzes- und/oder Wirtschafts- und Marktbedingungen maximieren.

[0014] Fig. 1 veranschaulicht eine schematische Darstellung eines Stromsystems 10, das Aspekte der vorliegenden Erfindung aufweist, sowie eine beispielhafte Umgebung, in den Ausführungsformen arbeiten können. Das Stromsystem 10 kann Stromgeneratoren oder Kraftwerke 12 aufweisen, wie zum Beispiel die veranschaulichten Windkraft- und Wärmekraftwerke. Es versteht sich, dass Wärmekraftwerke Erzeugungseinheiten aufweisen können, wie zum Beispiel Gasturbinen, mit Kohle betriebene Dampfturbinen und/oder Anlagen mit kombiniertem Zyklus. Zusätzlich kann das Stromsystem 10 andere Typen von Kraftwerken (nicht gezeigt) aufweisen, wie zum Beispiel Solarstromanlagen, Wasserkraftwerke, Erdwärmekraftwerke, Kernkraftwerke und/oder irgendwelche andere geeignete Stromquellen, die jetzt bekannt sind oder später entdeckt werden. Übertragungsleitungen 14 können unterschiedliche Kraftwerke 12 mit Kunden oder Lasten 16 des Stromsystems 10 verbinden. Es versteht sich, dass die Übertragungsleitungen 14 ein Netzwerk oder Verteilungsnetzwerk für das Stromsystem darstellen und mehrere Abschnitte und/oder Substationen nach Wunsch oder Erfordernis aufweisen können. Der von den Kraftwerken 12 erzeugte Strom kann über Übertragungsleitungen 14 zu Lasten 16 geliefert werden, die zum Beispiel Gemeinden, Wohn- oder Gewerbekunden aufweisen können. Das Stromsystem 10 kann auch Speichervorrichtungen 18 aufweisen, die mit Übertragungsleitungen 14 verbunden sind, um Energie während Zeitspannen übermässiger Erzeugung zu speichern.

[0015] Das Stromsystem 10 weist auch Steuersysteme oder Steuervorrichtungen 22, 23, 25 auf, die den Betrieb mehrerer der Bauteile, die darin enthalten sind, verwalten oder steuern. Eine Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann zum Beispiel den Betrieb jedes der Kraftwerke 12 steuern. Laststeuervorrichtungen 23 können den Betrieb der unterschiedlichen Lasten 16, die zu dem Stromsystem 10 gehören, steuern. Eine Laststeuervorrichtung 23 kann zum Beispiel die Art oder das Timing eines Stromkaufs eines Kunden verwalten. Eine Zuteilungsbehörde 24 kann bestimmte Aspekte des Betriebs des Stromsystems 10 verwalten und kann eine Stromsystemsteuervorrichtung 25 aufweisen, die die wirtschaftliche Zuteilungsvorgehensweise steuert, anhand welcher Lastverpflichtungen auf die beteiligten Kraftwerke verteilt werden. Die Steuervorrichtungen 42, 23, 25, die durch rechteckige Blöcke dargestellt sind, können über Kommunikationsleitungen oder Anschlüsse 21 mit einem Kommunikationsnetzwerk 20 verbunden sein, über das Daten ausgetauscht werden. Die Anschlüsse 21 können verdrahtet oder drahtlos sein. Es versteht sich, dass das Kommunikationsnetzwerk 20 mit einem grösseren Kommunikationssystem oder Netzwerk verbunden sein oder zu ihm gehören kann, wie zum Beispiel mit dem Internet oder einem privaten Computernetzwerk. Zusätzlich können die Steuervorrichtungen 22, 23, 25 Informationen, Daten und Anweisungen empfangen und/oder Informationen, Daten und Anweisungen zu Datenbibliotheken und Ressourcen, die hier allgemein «Datenressourcen 26» genannt werden können, über das Kommunikationsnetzwerk 20 senden oder, alternativ, einen oder mehrere solche Datenbestände lokal speichern oder unterbringen. Die Datenressourcen 26 können mehrere Typen von Daten enthalten, darunter, ohne auf diese beschränkt zu sein: Marktdaten, Betriebsdaten und Umgebungsdaten. Marktdaten enthalten Informationen über Marktbedingungen, wie zum Beispiel Energieverkaufspreise, Brennstoffkosten, Lohnkosten, Vorschriften usw. Betriebsdaten weisen Informationen in Zusammenhang mit den Betriebsbedingungen des Kraftwerks oder seiner Erzeugungseinheiten auf, wie zum Beispiel Temperatur- oder Druckmessungen innerhalb des Kraftwerks, Luftflussraten, Brennstoffströmungsraten usw. Umgebungsdaten enthalten Informationen in Zusammenhang mit Umgebungsbedingungen in dem Werk, wie zum Beispiel Umgebungslufttemperatur, Feuchtigkeit und/oder Druck. Markt-, Betriebs- und Umgebungsdaten können jeweils historische Aufzeichnungen, aktuelle Bedingungsdaten und/oder Daten in Zusammenhang mit Prognosen enthalten. Die Datenressourcen 26 können zum Beispiel aktuelle und prognostizierte meteorologische/Klimainformationen, aktuelle und vorhergesagte Marktbedingungen, Nutzungs- und Leistungshistorienaufzeichnungen über den Betrieb des Kraftwerks, und/oder gemessene Parameter verbunden mit dem Betrieb anderer Kraftwerke, die ähnliche Bauteile und/oder Konfigurationen haben, sowie andere Daten je nach Eignung und/oder Wunsch aufweisen. Beim Betrieb kann die Stromsystemsteuervorrichtung 25 der Zuteilungsbehörde 24 zum Beispiel Daten von anderen Steuervorrichtungen 22, 23 innerhalb des Stromsystems 10 empfangen und Anweisungen an diese ausgeben. Jedes Werk und die Laststeuervorrichtungen steuern dann die Systemkomponente, für die sie zuständig sind, und geben Informationen zu ihr weiter und empfangen Anweisungen von der Stromsystemsteuervorrichtung 25.

[0016] Fig. 2 ist eine Skizze einer beispielhaften Wärmeerzeugungseinheit, eines Gasturbinensystems 30, das in einem Kraftwerk gemäss der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann. Wie veranschaulicht, weist das Gasturbinensystem 30 einen Verdichter 32, eine Brennkammer 34 und eine Turbine 36 auf, die antreibend mit dem Verdichter 32 gekoppelt ist, sowie eine Komponentensteuervorrichtung 31. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann mit der Kraftwerksteuervorrichtung 22 verbunden sein, die mit einer Benutzereingabevorrichtung zum Empfangen von Kommunikationen von einem Betreiber 39 verbunden sein kann. Es versteht sich, dass die Komponentensteuervorrichtung 31 und die Kraftwerksteuervorrichtung 22 alternativ in einer einzigen Steuervorrichtung kombiniert werden können. Eine Einlassleitung 40 kanalisiert Umgebungsluft zu dem Verdichter 32. Wie in Fig. 3 besprochen, kann eingespritztes Wasser und/oder ein anderes Befeuchtungsmittel zu dem Verdichter durch die Einlassleitung 40 kanalisiert werden. Die Einlassleitung 40 kann Filter, Abschirmungen und Schall absorbierende Vorrichtungen haben, die zu einem Druckverlust der Umgebungsluft, die durch die Einlassleitung 40 in die Einlassschaufelräder 41 des Verdichters 32 strömt, beitragen. Eine Abgasleitung 42 kanalisiert Verbrennungsgase von einem Auslass der Turbine 36 zum Beispiel durch eine Emissionssteuer- und Schall absorbierende Vorrichtungen. Die Schall absorbierenden Materialien und die Emissionssteuervorrichtungen können einen Gegendruck an die Turbine 36 anlegen. Die Turbine 36 kann einen Generator 44 antreiben, der Strom liefert, der dann durch das Stromsystem 10 über die Übertragungsleitungen 14 verteilt werden kann.

[0017] Der Betrieb des Gasturbinensystems 30 kann durch mehrere Sensoren 46 überwacht werden, die unterschiedliche Betriebsbedingungen oder Parameter in ihm erfassen, darunter zum Beispiel Bedingungen innerhalb des Verdichters 32, der Brennkammer 34, der Turbine 36, des Generators 44 und der Umgebung 33. Temperatursensoren 46 können zum Beispiel Umgebungstemperaturen, Verdichterauslasstemperatur, Turbinenabgastemperatur und andere Temperaturen innerhalb des Strömungswegs des Gasturbinensystems 30 überwachen. Ebenso können Drucksensoren 46 Umgebungsdruck, statische und dynamische Druckniveaus an dem Verdichtereinlass, Verdichterauslass, Turbinenabgas und an anderen geeigneten Stellen innerhalb des Gasturbinensystems überwachen. Feuchtigkeitssensoren 46, wie zum Beispiel Trocken- und Feuchtthermometer können Umgebungsfeuchtigkeit in der Einlassleitung des Verdichters messen. Sensoren 46 können auch Strömungssensoren, Geschwindigkeitssensoren, Flammenmeldersensoren, Ventilpositionssensoren, Leitschaufelwinkelsensoren und andere Sensoren aufweisen, die typischerweise zum Messen unterschiedlicher Betriebsparameter und Bedingungen in Zusammenhang mit dem Betrieb des Gasturbinensystems 30 verwendet werden. Wie hier verwendet, verweist der Begriff «Parameter» auf messbare physikalische Betriebseigenschaften, die verwendet werden können, um die Betriebsbedingungen innerhalb eines Systems, wie zum Beispiel eines Gasturbinensystems 30 oder anderen Erzeugungssystems, das hier beschrieben ist, zu definieren. Betriebsparameter können Temperatur-, Druck-, Feuchtigkeits- und Gasströmungsmerkmale an Stellen aufweisen, die entlang des Wegs des Arbeitsfluids definiert sind, sowie Umgebungsbedingungen, Brennstoffmerkmale sowie andere messbare Merkmale nach Bedarf und ohne Einschränkung. Es ist auch klar, dass das Steuersystem 31 auch mehrere Stellantriebe 47 aufweist, durch die es mechanisch den Betrieb des Gasturbinensystems 30 steuert. Die Stellantriebe 47 können elektromechanische Vorrichtungen aufweisen, die veränderliche Sollwertvorgaben oder Einstellungen haben, die das Handhaben bestimmter Prozesseingaben (das heisst manipulierte Variablen) zur Steuerung der Prozessausgaben (das heisst gesteuerte Variablen) in Übereinstimmung mit einem gewünschten Resultat oder einer gewünschten Betriebsart erlauben. Befehle, die zum Beispiel von der Komponentensteuervorrichtung 31 erzeugt werden, können einen oder mehrere Stellantriebe 47 innerhalb des Turbinensystems 30 veranlassen, Ventile zwischen der Brennstoffversorgung und der Brennkammer 34, die das Flussniveau, Brennstoffaufteilungen und/oder Typ des verbrannten Brennstoffs regulieren, einzustellen. Als ein anderes Beispiel können Befehle, die von dem Steuersystem 31 erzeugt werden, einen oder mehrere Stellantriebe veranlassen, eine Einlassleitschaufeleinstellung anzupassen, die ihren Ausrichtungswinkel ändert.

[0018] Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann ein Computersystem sein, das einen Prozessor hat, der Programmcode ausführt, um den Betrieb des Gasturbinensystems 30 zu steuern, indem Sensormessungen und Anweisungen vom Benutzer oder Werksbetreiber (unten «Betreiber 39») verwendet werden. Wie unten ausführlicher besprochen, kann Software, die von der Steuervorrichtung 31 ausgeführt wird, Planungsalgorithmen zum Regulieren irgendwelcher der hier beschriebenen Subsysteme aufweisen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann das Gasturbinensystem 30 teilweise auf Algorithmen, die in ihrem digitalen Speicher gespeichert sind, regulieren. Diese Algorithmen können zum Beispiel die Komponentensteuervorrichtung 31 befähigen, die NOx-und CO-Emissionen in dem Turbinenabgas innerhalb bestimmter vorausdefinierter Emissionsgrenzen zu halten oder, in einem anderen Fall, die Brenntemperatur der Brennkammer innerhalb vorausdefinierter Grenzen zu halten. Es versteht sich, dass Algorithmen Eingaben für Parametervariablen aufweisen können, wie zum Beispiel Verdichterdruckverhältnis, Umgebungsfeuchtigkeit, Einlassdruckverlust, Turbinenabgas-Gegendruck, sowie irgendwelche andere geeignete Parameter. Die Planungen und Algorithmen, die von der Komponentensteuervorrichtung 31 ausgeführt werden, berücksichtigen Variationen der Umgebungsbedingungen, die sich auf Emissionen, Brennkammerdynamiken, Brenntemperaturgrenzen bei Voll-und Teillastbetriebsbedingungen usw. auswirken. Wie unten ausführlicher besprochen, kann die Komponentensteuervorrichtung 31 Algorithmen anwenden, um die Gasturbine zu planen, wie zum Beispiel diejenigen, die die gewünschten Turbinenabgastemperaturen und Brennkammer-Brennstoffaufteilungen, mit der Zielsetzung des Erfüllens von Leistungszielsetzungen einstellen, während die Betriebsfähigkeitsgrenzen des Gasturbinensystems eingehalten werden. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann zum Beispiel den Anstieg der Brennkammertemperatur und NOx während Teillastbetriebs bestimmen, um die Betriebsmarge bis zu den Grenzen der Verbrennungsdynamiken zu erhöhen und dadurch die Betriebsfähigkeit, Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit der Erzeugungseinheit zu verbessern.

[0019] Unter Bezugnahme auf Fig. 3 ist eine Skizze eines beispielhaften Kraftwerks 12 bereitgestellt, das mehrere Erzeugungseinheiten oder Kraftwerkkomponenten 49 in Übereinstimmung mit Aspekten der vorliegenden Erfindung hat. Das veranschaulichte Kraftwerk 12 der Fig. 3 ist eine herkömmliche Konfiguration und wird daher verwendet, um mehrere der beispielhaften Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, die unten präsentiert sind, zu besprechen. Es ist jedoch klar, dass die Verfahren und Systeme, die hier beschrieben werden, allgemeiner anwendbar und an Kraftwerke hinsichtlich des Massstabs anpassbar sind, die mehr Erzeugungseinheiten als die in Fig. 3 gezeigten haben, während sie auch noch für Kraftwerke gelten, die eine einzige Erzeugungseinheitkomponente wie die in Fig. 2 veranschaulichte haben. Es versteht sich, dass das Kraftwerk 12 der Fig. 3 ein Werk mit kombiniertem Zyklus ist, das mehrere Kraftwerkkomponenten 49 aufweist, darunter ein Gasturbinensystem 30 und ein Dampfturbinensystem 50. Die Stromerzeugung kann durch andere Kraftwerkkomponenten 49 erhöht werden, wie zum Beispiel ein Einlasskonditionierungssystem 51 und/oder einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator, der ein Rohrbefeuerungssystem (unten «HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52» genannt) hat. Es versteht sich, dass das Gasturbinensystem 30, das Dampfturbinensystem 50, das das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 aufweisen, und das Einlasskonditionierungssystem 51 jeweils ein Steuersystem oder die Komponentensteuervorrichtung 31 aufweist, die elektronisch mit Sensoren 46 und Stellantrieben 47 in Verbindung steht, die jeder Werkskomponente zugewiesen sind. Wie hier verwendet, kann das Einlasskonditionierungssystem 51, ausser wenn anderes angegeben wird, Komponenten bezeichnen, die Luft aufbereiten, bevor sie in den Verdichter eintritt, zum Beispiel ein Einlasskühlsystem oder Kälteaggregat, einen Verdampfer, ein Nebelgerät, Wassereinspritzsystem und/oder, bei einigen alternativen Fällen, ein Heizelement.

[0020] Beim Betrieb kühlt das Einlasskonditionierungssystem 51 die Luft, die in das Gasturbinensystem 30 eintritt, derart ab, dass die Stromerzeugungskapazität der Einheit erhöht wird. Das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 verbrennt Brennstoff, um zusätzliche Wärme bereitzustellen, um derart die Dampfzufuhr zu erhöhen, die durch eine Turbine 53 expandiert wird. Derart erhöht das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 die von den heissen Abgasen 55 von dem Gasturbinensystem gelieferte Energie und erhöht daher die Stromerzeugungskapazität des Dampfturbinensystems.

[0021] Als beispielhafter Betrieb lenkt das Kraftwerk 12 der Fig. 3 einen Brennstofffluss zur Verbrennung zu der Brennkammer 34 des Gasturbinensystems 30. Die Turbine 36 wird durch Verbrennungsgase mit Leistung versorgt und treibt den Verdichter 32 und den Generator 44 an, der elektrische Energie zu den Übertragungsleitungen 14 des Stromsystems 10 liefert. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Gasturbinensystems 30 kann Befehle für das Gasturbinensystem in Zusammenhang mit der Brennstoffflussrate festlegen und Sensordaten von dem Gasturbinensystem her empfangen, wie zum Beispiel die Einlasslufttemperatur, Feuchtigkeit, Leistungsausgabe, Wellendrehzahl und Temperaturen des Abgases. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann auch andere Betriebsdaten von Druck- und Temperatursensoren, Flusssteuervorrichtungen und anderen Vorrichtungen, die den Betrieb des Gasturbinensystems überwachen, sammeln. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann Daten in Zusammenhang mit dem Betrieb des Gasturbinensystems senden und Anweisungen von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 in Zusammenhang mit Sollwertvorgaben für Stellantriebe, die die Prozesseingaben steuern, empfangen.

[0022] Während bestimmten Betriebsmodi kann die Luft, die in das Gasturbinensystem 30 eintritt, abgekühlt oder anderswie durch das Einlasskonditionierungssystem 51 aufbereitet werden, um die Erzeugungskapazität des Gasturbinensystems zu erhöhen. Das Einlasskonditionierungssystem 51 kann ein Kühlsystem 65 zum Abkühlen von Wasser und eine Komponentensteuervorrichtung 31, die seinen Betrieb steuert, aufweisen. In diesem Fall kann die Komponentensteuervorrichtung 31 Informationen in Zusammenhang mit der Temperatur des Kühlwassers sowie Anweisungen in Zusammenhang mit dem gewünschten Einspritzniveau, die von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 kommen können, empfangen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Einlasskonditionierungssystems 51 kann auch Befehle ausgeben, die das Kühlsystem 65 veranlassen, Kühlwasser, das eine bestimmte Temperatur und Flussrate hat, zu erzeugen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Einlasskonditionierungssystems 51 kann Daten senden, die den Betrieb des Einlasskonditionierungssystems 51 betreffen.

[0023] das Dampfturbinensystem 50 kann die Turbine 53 und das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 aufweisen, sowie eine Komponentensteuervorrichtung 31, die, wie veranschaulicht, der Steuerung seines Betriebs gewidmet ist. Heisse Abgase 55 von Abgasleitungen des Gasturbinensystems 30 können in das Dampfturbinensystem 50 gelenkt werden, um den Dampf zu erzeugen, der durch die Turbine 53 expandiert wird. Es versteht sich, dass HRSG-Rohrbefeuerungssysteme laufend verwendet werden, um zusätzliche Energie für die Dampfproduktion bereitzustellen, um die Erzeugungskapazität eines Dampfturbinensystems zu erhöhen. Es versteht sich, dass die Drehung, die innerhalb der Turbine 53 durch den Dampf induziert wird, einen Generator 44 antreibt, um Strom zu erzeugen, der dann innerhalb des Stromsystems 10 über Übertragungsleitungen 14 verkauft werden kann. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Dampfturbinensystems 50 kann die Flussrate des Brennstoffs, der von der Rohrbefeuerungsvorrichtung 52 verbrannt wird, einstellen und dadurch die Dampferzeugung über die Menge hinaus erhöhen, die mit den Abgasen 55 allein erzeugt wird. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Dampfturbinensystems 50 kann Daten senden, die den Betrieb der Werkskomponente 49 betreffen, und davon Anweisungen zu erhalten, wie sie arbeiten sollte.

[0024] Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 3 , wie veranschaulicht, kann mit jeder Komponentensteuervorrichtung 31 verbunden sein und über diese Verbindungen mit Sensoren 46 und Stellantrieben 47 der mehreren Kraftwerkkomponenten 49 kommunizieren. Als Teil des Steuerns des Kraftwerks 12 kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 seinen Betrieb simulieren. Genauer genommen kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 digitale Modelle (oder einfach «Modelle») aufweisen oder mit ihnen kommunizieren, die den Betrieb jeder Kraftwerkkomponente 49 simulieren. Das Modell kann Algorithmen aufweisen, die Prozesseingabevariablen mit Prozessausgabevariablen korrelieren. Die Algorithmen können Anweisungssätze, Logik, mathematische Formeln, Funktionsbeziehungsbeschreibungen, Planungen, Datensammlungen und/oder dergleichen aufweisen. Im vorliegenden Fall weist die Kraftwerksteuervorrichtung 22 Folgendes auf: ein Gasturbinenmodell 60, das den Betrieb des Gasturbinensystems 30 modelliert; ein Einlasskonditionierungssystemmodell 61, das den Betrieb des Einlasskonditionierungssystems 51 modelliert, und ein Dampfturbinenmodell 62, das den Betrieb des Dampfturbinensystems 50 und des HRSG-Rohrbefeuerungssystems 52 modelliert. Allgemein versteht sich, dass die Systeme und ihre dazugehörenden Modelle sowie die einzelnen Schritte der hier bereitgestellten Verfahren auf unterschiedliche Arten unterteilt und/oder kombiniert werden können, ohne vom Geltungsbereich der vorliegenden Erfindung abzuweichen, und dass die Art ihrer jeweiligen Beschreibung beispielhaft ist, ausser wenn es anders angegeben oder beansprucht wird. Unter Verwenden dieser Modelle kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 den Betrieb des Kraftwerks 12 simulieren, zum Beispiel die thermodynamische Leistung oder Parameter, die den Betrieb beschreiben.

[0025] Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann dann Resultate von den Simulationen verwenden, um optimierte Betriebsmodi festzulegen. Solche optimierte Betriebsmodi können durch Parametersätze beschrieben werden, die mehrere Betriebsparameter und/oder Sollwertvorgaben für Stellantriebe und/oder andere Betriebsbedingungen aufweisen. Wie hier verwendet, ist der optimierte Betriebsmodus einer, der mindestens im Vergleich zu mindestens einem alternativen Betriebsmodus gemäss definierten Kriterien oder Leistungsindikatoren vorzuziehen ist, der von einem Betreiber zum Beurteilen des Werkbetriebs ausgewählt werden kann. Genauer genommen sind optimierte Betriebsmodi, wie hier verwendet, diejenigen, die im Vergleich zu einem oder mehreren anderen möglichen Betriebsmodi, die ebenfalls von dem Werksmodell simuliert wurden, vorzuziehen sind. Die optimierten Betriebsmodi werden durch Beurteilen der Art und Weise, wie das Modell vorhersagt, wie das Kraftwerk unter jedem Betriebsmodus arbeiten wird, festgelegt. Wie oben besprochen, kann ein Optimierer 64, zum Beispiel ein digitales Softwareoptimierungsprogramm das digitale Kraftwerkmodell gemäss unterschiedlichen Parametersätzen ausführen und dann bevorzugte oder optimierte Betriebsmodi durch Beurteilen der Resultate identifizieren. Die Variationen der Sollwertvorgaben können durch Störungen erzeugt werden, die um die Sollwertvorgaben, die zur Analyse ausgewählt sind, angewandt werden. Diese können teilweise auf historischem Betrieb basieren. Es versteht sich, dass der optimierte Betriebsmodus durch den Optimierer 64 basierend auf einer oder mehreren definierten Kostenfunktionen beurteilt werden kann. Solche Kostenfunktionen können zum Beispiel Stromerzeugungskosten, Rentabilität, Effizienz oder einige andere Kriterien, wie vom Betreiber 39 definiert, betreffen.

[0026] Zum Bestimmen von Kosten und Rentabilität kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 ein Wirtschaftsmodell 36 aufweisen oder damit in Kommunikation sein, das den Strompreis sowie andere variable Kosten mitverfolgt, wie zum Beispiel die Kosten des Brennstoffs, der in dem Gasturbinensystem, dem Einlasskonditionierungssystem und dem HRSG-Rohrbefeuerungssystem verwendet wird. Dieses Wirtschaftsmodell 63 kann Daten bereitstellen, die die Kraftwerksteuervorrichtung 22 verwendet, um zu beurteilen, welche der vorgeschlagenen Sollwertvorgaben (das heisst die ausgewählten Sollwertvorgaben, für die der Betrieb zum Bestimmen optimierte Sollwertvorgaben modelliert wird) minimale Produktionskosten oder maximale Rentabilität darstellen. Gemäss anderen Ausführungsformen, wie ausführlicher mit Fig. 4 besprochen, kann der Optimierer 64 der Kraftwerksteuervorrichtung 22 ein Filter, wie zum Beispiel ein Kalmanfilter aufweisen oder mit ihm verbunden funktionieren, um beim Abstimmen, Einstellen und Kalibrieren der digitalen Modelle zu unterstützen, so dass die Modelle den Betrieb des Kraftwerks 12 präzis simulieren. Wie unten besprochen, kann das Modell ein dynamisches Modell sein, das einen Lernmodus aufweist, indem es abgeglichen oder über Vergleiche, die zwischen tatsächlichem Betrieb (das heisst Werte für gemessene Betriebsparameter, die den tatsächlichen Betrieb des Kraftwerks 12 wiedergeben) und vorhergesagtem Betrieb (das heisst Werte für dieselben Betriebsparameter, die das Modell vorhergesagt hat) in Einklang gebracht werden. Als Teil des Steuersystems kann das Filter auch verwendet werden, um die Modelle in Echtzeit oder Fast-Echtzeit einzustellen oder zu kalibrieren, wie zum Beispiel alle paar Minuten oder Stunden oder wie vorgegeben.

[0027] Die optimierten Sollwertvorgaben, die von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 erzeugt werden, stellen einen empfohlen Betriebsmodus dar und können zum Beispiel Brennstoff-und Lufteinstellungen für das Gasturbinensystem, die Temperatur und Wassermassestrom für das Einlasskonditionierungssystem, das Niveau der Rohrbefeuerung innerhalb des Dampfturbinensystems 50 aufweisen. Gemäss bestimmten Ausführungsformen können diese vorgeschlagenen Betriebs-Sollwertvorgaben zu dem Betreiber 39 über eine Benutzeroberflächenvorrichtung bereitgestellt werden, wie zum Beispiel über einen Computerbildschirm, Drucker oder Lautsprecher. Sobald er die optimierten Sollwertvorgaben kennt, kann der Betreiber die Sollwertvorgaben dann in die Kraftwerksteuervorrichtung 22 und/oder die Komponentensteuervorrichtung 31 eingeben, die dann Steuerinformationen zum Erzielen des empfohlenen Betriebsmodus erzeugt. Bei solchen Ausführungsformen, bei welchen optimierte Sollwertvorgaben keine spezifizierten Steuerinformationen zum Verwirklichen des Betriebsmodus enthalten, können die Komponentensteuervorrichtungen die erforderlichen Steuerinformationen dafür bereitstellen, wie unten ausführlicher besprochen, und die Kraftwerkkomponente weiterhin in der Art einer geschlossenen Schleife gemäss dem empfohlenen Betriebsmodus bis zum nächsten Optimierungszyklus steuern. In Abhängigkeit von den Vorlieben des Betreibers kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 auch direkt oder automatisch optimierte Sollwertvorgaben ohne Beteiligung des Betreibers umsetzen.

[0028] Als beispielhafter Betrieb lenkt das Kraftwerk 12 der Fig. 3 einen Brennstoffström zur Verbrennung zu der Brennkammer 34 des Gasturbinensystems 30. Die Turbine 36 wird durch Verbrennungsgase mit Leistung versorgt und treibt den Verdichter 32 und den Generator 44 an, der elektrische Energie zu den Übertragungsleitungen 14 des Stromsystems 10 liefert. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann Befehle für das Gasturbinensystem 30 in Zusammenhang mit der Brennstoffflussrate festlegen und Sensordaten von dem Gasturbinensystem her empfangen, wie zum Beispiel die Einlasslufttemperatur, Feuchtigkeit, Leistungsausgabe, Wellendrehzahl und Temperaturen des Abgases. Die Komponentensteuervorrichtung 31 kann auch andere Betriebsdaten von Druck- und Temperatursensoren, Flusssteuervorrichtungen und anderen Vorrichtungen sammeln, die den Betrieb des Gasturbinensystems 30 überwachen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Gasturbinensystems 30 kann Daten in Zusammenhang mit dem Betrieb des Systems senden und Anweisungen von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 in Zusammenhang mit Sollwertvorgaben für Stellantriebe, die die Prozesseingaben steuern, empfangen.

[0029] Während bestimmten Betriebsmodi kann die Luft, die in das Gasturbinensystem 30 eintritt, durch Kaltwasser gekühlt werden, das zu der Einlassluftleitung 42 von dem Einlasskonditionierungssystem 51 geliefert wird. Es versteht sich, dass das Kühlen der Luft, die in eine Gasturbine eintritt, erfolgen kann, um die Kapazität der Stromerzeugung der Gasturbinenmaschine zu erhöhen. Das Einlasskonditionierungssystem 51 weist ein Kühlsystem oder einen Kühler 65 zum Kühlen von Wasser sowie eine Komponentensteuervorrichtung 31 auf. Im vorliegenden Fall empfängt die Komponentensteuervorrichtung 31 Informationen in Zusammenhang mit der Temperatur des Kühlwassers und Befehle in Zusammenhang mit dem gewünschten Kühlen der Einlassluft. Diese Befehle können von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 kommen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Einlasskonditionierungssystems 51 kann auch Befehle ausgeben, die das Kühlsystem 65 veranlassen, Kühlwasser, das eine bestimmte Temperatur und Flussrate hat, zu erzeugen. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Einlasskonditionierungssystems 51 kann Daten in Zusammenhang mit dem Betrieb des Einlasskonditionierungssystems 51 senden und Anweisungen von der Steuervorrichtung 22 empfangen.

[0030] Das Dampfturbinensystem 50 kann ein HRSG mit einer Rohrbefeuerungsvorrichtung 52, eine Dampfturbine 53 und eine Komponentensteuervorrichtung 31, die diesem Betrieb gewidmet ist, aufweisen. Heisse Abgase 55 von einer Abgasleitung 42 des Gasturbinensystems 30 werden in das Dampfturbinensystem 50 geleitet, um den Dampf, der es antreibt, zu erzeugen. Das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 kann verwendet werden, um zusätzliche Wärmeenergie bereitzustellen, um Dampf zu erzeugen, um die Erzeugungskapazität des Dampfturbinensystems 50 zu erhöhen. Die Dampfturbine 53 treibt den Generator 44 an, um Strom zu erzeugen, der zu dem Stromsystem 10 über die Übertragungsleitungen 14 geliefert wird. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Dampfturbinensystems 50 kann die Flussrate des Brennstoffs, der von der Rohrbefeuerungsvorrichtung 52 verbrannt wird, einstellen. Wärme, die durch die Rohrbefeuerungsvorrichtung erzeugt wird, erhöht das Erzeugen von Dampf über die Menge hinaus, die von den Abgasen 55 von der Turbine 36 allein erzeugt werden. Die Komponentensteuervorrichtung 31 des Dampfturbinensystems 50 kann Daten in Zusammenhang mit dem Betrieb des Systems senden und Anweisungen von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 erhalten.

[0031] Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann mit dem Betreiber 39 und Datenquellen 26 kommunizieren, um zum Beispiel Daten zu Marktbedingungen, wie zum Beispiel Preise und Nachfrage für den gelieferten Strom zu empfangen. Gemäss bestimmten Ausführungsformen gibt die Kraftwerksteuervorrichtung 22 Empfehlungen zu dem Betreiber 39 in Zusammenhang mit gewünschten Betriebssollwertvorgaben für das Gasturbinensystem 30, das Einlasskonditionierungssystem 51 und das Dampfturbinensystem 50 aus. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann Daten zum Betrieb der Komponenten und Subsysteme des Kraftwerks 12 empfangen und speichern. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann ein Computersystem sein, das einen Prozessor und Speicher hat, der Daten, die digitalen Modelle 60, 61, 62, 63, den Optimierer 64 und andere Computerprogramme speichert. Das Computersystem kann in einer einzigen physikalischen oder virtuellen Rechenvorrichtung verkörpert oder auf lokale oder entfernte Rechenvorrichtungen verteilt sein. Die digitalen Modelle 60, 61, 62, 63 können als ein Satz von Algorithmen verkörpert sein, zum Beispiel Transferfunktionen, die Betriebsparameter jedes der Systeme betreffen. Die Modelle können ein physikbasiertes aerothermodynamisches Computermodell, ein Regressionsmodell oder anderes geeignetes von einem Computer umgesetztes Modell aufweisen. Gemäss bevorzugten Ausführungsformen können die Modelle 60, 61, 62, 63 regelmässig, automatisch und in Echtzeit oder in Fast-Echtzeit abgestimmt, eingestellt oder kalibriert oder gemäss laufenden Vergleichen zwischen vorhergesagtem Betrieb und gemessenen Parametern des tatsächlichen Betriebs abgestimmt werden. Die Modelle 60, 61, 62, 63 können Filter aufweisen, die Dateneingaben in Zusammenhang mit aktuellen physikalischen und thermodynamischen Betriebsbedingungen des Kraftwerks mit kombiniertem Zyklus empfangen. Diese Dateneingaben können zu dem Filter in Echtzeit oder periodisch alle 5 Minuten, 15 Minuten, Stunden, Tage usw. während des Betriebs des Kraftwerks 12 geliefert werden. Die Dateneingaben können mit Daten verglichen werden, die durch die digitalen Modelle 60, 61, 62, 63 vorhergesagt werden, und, basierend auf den Vergleichen, können die Modelle laufend verfeinert werden.

[0032] Fig. 4 veranschaulicht ein schematisches Konfigurationssystem einer Kraftwerksteuervorrichtung 22, die ein Filter 70, eine künstliche neuronale Netzwerkkonfiguration 71 («neuronales Netzwerk 71») und einen Optimierer 64 gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung aufweist. Das Filter 70, das zum Beispiel ein Kalmanfilter sein kann, kann die aktuellen Daten 72 der gemessenen Betriebsparameter von Sensoren 46 des Kraftwerks 12 mit vorhergesagten Daten 73 derselben Betriebsparameter durch die Modelle 60, 61, 62, 63 und das neuronale Netzwerk 71, das den Betrieb des Kraftwerks 12 simuliert, vergleichen. Unterschiede zwischen den aktuellen Daten und den vorhergesagten Daten können von dem Filter 70 verwendet werden, um das Modell des von dem neuronalen Netzwerk 71 und den digitalen Modellen simulierten Kraftwerks abzustimmen.

[0033] Es versteht sich, dass, obwohl bestimmte Aspekte der vorliegenden Erfindung hier unter Bezugnahme auf Modelle in der Form von Modellen basierend auf einem neuronalen Netzwerk beschrieben werden, davon ausgegangen wird, dass die vorliegende Erfindung unter Verwendung anderer Typen von Modellen umgesetzt werden kann, darunter, ohne auf sie beschränkt zu sein, Modelle, die auf Physik basieren, Modelle die von Daten gesteuert werden, empirisch entwickelte Modelle, Modelle, die auf Heuristik basieren, Support-Vector-Maschinenmodelle, Modelle, die durch lineare Regression entwickelt werden, Modelle, die unter Heranziehung von «Grundprinzip»-Kenntnis entwickelt werden, usw. Um die Beziehung zwischen den manipulierten/Störvariablen und den gesteuerten Variablen richtig zu erfassen, kann das Kraftwerkmodell gemäss bestimmten bevorzugten Ausführungsformen zusätzlich eines oder mehrere der folgenden Merkmale haben: 1) Nichtlinearität (ein nicht lineares Modell ist fähig, eine Kurven an Stelle einer geradlinigen Beziehung zwischen manipulierten/Stör- und gesteuerten Variablen darzustellen); 2) mehrfache Eingabe/mehrfache Ausgabe (das Modell kann fähig sein, Beziehungen zwischen mehreren Eingaben – den manipulierten und Störvariablen – und mehreren Ausgaben – gesteuerte Variablen) zu erkennen; 3) Dynamik (Änderungen der Eingaben können Ausgaben nicht sofort beeinflussen, es kann stattdessen eine zeitliche Verzögerung bestehen, auf die eine dynamische Reaktion auf die Änderungen folgt, zum Beispiel kann es mehrere Minuten dauern, bis sich Änderungen der Eingaben vollständig durch das System ausbreiten). Da Optimierungssysteme mit einer vorbestimmten Frequenz ausgeführt werden, muss das Modell die Effekte dieser Änderungen im Laufe der Zeit darstellen und sie berücksichtigen), 4) adaptiv (das Modell kann zu Beginn jeder Optimierung aktualisiert werden, um die laufenden Betriebsbedingungen wiederzugeben); und 5) abgeleitet von empirischen Daten (da jedes Kraftwerk einzigartig ist, kann das Modell von empirischen Daten abgeleitet werden, die von der Stromerzeugungseinheit erzielt werden). Angesichts der oben stehenden Forderungen, ist ein Ansatz basierend auf neuronalem Netzwerk eine bevorzugte Technologie zum Umsetzen der erforderlichen Werksmodelle. Neuronale Netzwerke können basierend auf empirischen Daten entwickelt werden, indem höhere Regressionsalgorithmen verwendet werden. Es versteht sich, dass neuronale Netzwerke fähig sind, die Nichtlinearität zu erfassen, die gewöhnlich beim Betrieb der Kraftwerkkomponenten dargelegt wird. Neuronale Netzwerke können auch verwendet werden, um Systeme mit mehreren Eingaben und Ausgaben darzustellen. Zusätzlich können neuronale Netzwerke aktualisiert werden, indem entweder Rückkopplungsvorspannung oder adaptives Online-Lernen verwendet werden. Dynamische Modelle können ebenfalls in einer Struktur, die auf neuronalem Netzwerk basiert, umgesetzt werden. Eine Vielfalt unterschiedlicher Modellarchitekturtypen wurde zum Umsetzen dynamischer neuronaler Netzwerke verwendet. Viele der neuronalen Netzwerkmodellarchitekturen erfordern eine grosse Datenmenge, um das dynamische neuronalen Netzwerk erfolgreich zu trainieren. Bei einem robusten Kraftwerkmodell ist es möglich, die Auswirkungen von Änderungen der manipulierten Variablen auf die gesteuerten Variablen zu berechnen. Da das Werksmodell ferner dynamisch ist, ist es möglich, die Auswirkungen von Änderungen der manipulierten Variablen während eines zukünftigen Zeithorizonts zu berechnen.

[0034] Das Filter 70 kann Leistungsvervielfacher erzeugen, die an Eingaben oder Ausgaben der digitalen Modelle und des neuronalen Netzwerks angewandt werden, oder die Gewichte, die an die Logikeinheiten und Algorithmen angewandt werden, die von den digitalen Modellen und dem neuronalen Netzwerk verwendet werden. Diese Aktionen durch das Filter verringern die Unterschiede zwischen den tatsächlichen Bedingungsdaten und den vorhergesagten Daten. Das Filter arbeitet weiter, um die Unterschiede weiter zu verringern oder Schwankungen, die auftreten können, zu begegnen. Beispielhaft kann das Filter 70 Leistungsvervielfacher für die vorhergesagten Daten in Zusammenhang mit dem Verdichterauslassdruck und der Temperatur in der Gasturbine, der Effizienz der Gas- und Dampfturbinen, dem Brennstofffluss zu dem Gasturbinensystem, dem Einlasskonditionierungssystem und HRSG-Rohrbefeuerungssystem und/oder anderen geeigneten Parametern erzeugen. Es versteht sich, dass diese Kategorien von Betriebsdaten Betriebsparameter wiedergeben, die im Laufe der Zeit Leistungsverschlechterung unterliegen. Indem Leistungsvervielfacher für diese Datentypen bereitgestellt werden, kann das Filter 70 beim Einstellen der Modelle und des neuronalen Netzwerks besonders nützlich sein, um die Verschlechterung der Leistung des Kraftwerks zu berücksichtigen.

[0035] Wie in Fig. 4 veranschaulicht, weist gemäss bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung jedes der digitalen Modelle 60, 61, 62, 63 der mehreren Kraftwerkkomponenten 49 des Kraftwerks der Fig. 3 Algorithmen auf, die durch mehrere Grafiken dargestellt sind, die verwendet werden, um die entsprechenden Systeme zu modellieren. Die Modelle interagieren und kommunizieren innerhalb des neuronalen Netzwerks 71, und es versteht sich, dass das neuronale Netzwerk 71 dabei ein Modell des gesamten Kraftwerks 12 mit kombiniertem Zyklus bildet. Derart simuliert das neuronale Netzwerk Thermodynamik und wirtschaftlichen Betrieb des Werks. Wie durch die massiven Pfeile in Fig. 4 angegeben, sammelt das neuronale Netzwerk 71 Daten, die von Modellen 60, 61, 62, 63 ausgegeben werden, und stellt Daten bereit, die als Eingaben von den digitalen Modellen zu verwenden sind.

[0036] Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 4 weist auch einen Optimierer 64 auf, wie zum Beispiel ein Computerprogramm, das mit dem neuronalen Netzwerk 71 in Wechselwirkung tritt, um nach optimalen Sollwertvorgaben für das Gasturbinensystem, das Einlasskonditionierungssystem, das Dampfturbinensystem und HRSG-Rohrbefeuerungssystem zu forschen, um eine definierte Leistungszielsetzung zu erhalten. Die Leistungszielsetzung kann zum Beispiel im Maximieren der Rentabilität des Kraftwerks bestehen. Der Optimierer 64 kann das neuronale Netzwerk 71 veranlassen, die digitalen Modelle 60, 61, 62, 63 mit unterschiedlichen Betriebs-Sollwertvorgaben auszuführen. Der Optimierer 64 kann Störungsalgorithmen haben, die das Variieren der Sollwertvorgaben der Modelle unterstützen. Die Störungsalgorithmen verursachen die Simulation des Kraftwerks mit kombiniertem Zyklus, das von digitalen Modellen und neuronalem Netzwerk bereitgestellt wird, um mit Sollwertvorgaben zu arbeiten, die von den aktuellen Sollwertvorgaben für das Werk unterschiedlich sind. Durch Simulieren des Betriebs des Kraftwerks mit unterschiedlichen Sollwertvorgaben, forscht der Optimierer 64 nach Betriebssollwertvorgaben, die das Werk veranlassen würden, wirtschaftlicher zu arbeiten oder die Leistung durch irgendein anderes Kriterium, das von dem Betreiber 39 definiert wird, zu verbessern.

[0037] Gemäss beispielhaften Ausführungsformen stellt das Wirtschaftsmodell 63 Daten bereit, die der Optimierer 64 verwendet, um zu bestimmen, welche Sollwertvorgaben am einträglichsten sind. Das Wirtschaftsmodell 63 kann zum Beispiel Kostendaten empfangen und speichern, die derart formatiert sind, dass eine Tabelle 630, die die Brennstoffkosten im Laufe der Zeit, wie zum Beispiel während der Jahreszeiten eines Jahres, korreliert. Eine andere Tabelle 631 kann den Preis, der für Strom zu unterschiedlichen Tageszeiten, Wochen oder Monaten eingenommen wird, korrelieren. Das Wirtschaftsmodell 63 kann Daten bereitstellen, die den Preis betreffen, der für Strom erhalten wird, und die Brennstoffkosten (Gasturbinenbrennstoff, Rohrbefeuerungsbrennstoff und Einlasskonditionierungssystembrennstoff), die zu seiner Produktion verwendet werden. Die Daten von dem Wirtschaftsmodell 63 können von dem Optimierer 64 verwendet werden, um alle Betriebs zustände des Kraftwerks gemäss Leistungszielsetzungen, die vom Betreiber definiert werden, zu beurteilen. Der Optimierer 64 kann identifizieren, welcher der Betriebszustände des Kraftwerks 12 in Anbetracht der Leistungszielsetzungen, die vom Betreiber 39 definiert werden, optimal ist (was, wie hier verwendet, mindestens im Vergleich zu einem alternativen Betriebszustand vorzuziehen bedeutet). Wie beschrieben, können die digitalen Modelle verwendet werden, um den Betrieb der Kraftwerkkomponenten 49 des Kraftwerks 12 zu simulieren, wie zum Beispiel Modellieren des thermodynamischen Betriebs des Gasturbinensystems, des Einlasskonditionierungssystems oder des Dampfturbinensystems. Die Modelle können Algorithmen aufweisen, wie zum Beispiel mathematische Gleichungen und Nachschlagetabellen, die lokal gespeichert und in regelmässigen Abständen aktualisiert oder entfernt über Datenressourcen 26, die die Reaktion der Kraftwerkkomponente 49 auf spezifische Eingabebedingungen simulieren, erhalten werden können. Derartige Nachschlagetabellen können gemessene Betriebsparameter aufweisen, die den Betrieb desselben Typs von Komponenten wie die beschreiben, die an entfernten Kraftwerkanlagen arbeiten.

[0038] Das Wärmemodell 60 des Gasturbinensystems 30 weist zum Beispiel einen Algorithmus 600 auf, der den Effekt der Temperatur der Einlassluft mit der Stromausgabe korreliert. Es versteht sich, dass dieser Algorithmus zeigen kann, dass die Stromausgabe von einem Höchstwert 601 ausgehend sinkt, während die Einlasstemperatur über eine Schwellentemperatur 602 steigt. Das Modell 60 kann auch einen Algorithmus 603 aufweisen, der den Wärmeaufwandskoeffizienten der Gasturbine mit unterschiedlichen Stromausgabeniveaus der Maschine korreliert. Wie besprochen, stellt der Wärmeaufwandskoeffizient die Effizienz einer Gasturbinenmaschine oder anderen Stromerzeugungseinheit dar und ist in umgekehrter Beziehung mit der Effizienz verbunden. Ein niedrigerer Wärmeaufwandskoeffizient gibt eine höhere thermodynamische Leistungseffizienz an. Das digitale Modell 61 kann den thermodynamischen Betrieb des Einlasskonditionierungssystems 51 simulieren. In diesem Fall weist das digitale Modell 61 zum Beispiel einen Algorithmus 610 auf, der die Kühlkapazität basierend auf Energie, die angewandt wird, um das Kühlsystem 65 des Einlasskonditionierungssystems 51 zu betreiben, derart korreliert, dass die berechnete Kühlkapazität die Menge an Abkühlung, die an die Luft, die in die Gasturbine eintritt, angelegt wird, angibt. Es kann einen maximalen Kühlkapazitätswert 611 geben, der durch das Kühlsystem 65 erhalten werden kann. In einem anderen Fall kann ein dazugehörender Algorithmus 612 die Energie, die zum Betreiben des Kühlsystems 65 angewandt wird, mit der Temperatur der gekühlten Luft, die in den Verdichter 32 des Gasturbinensystems 30 eintritt, korrigieren. Das Modell 61 kann zum Beispiel zeigen, dass die Leistung, die zum Betreiben des Einlasskonditionierungssystems erforderlich ist, dramatisch ansteigt, wenn die Temperatur der Eingangsluft, die in die Gasturbine eintritt, unter den Taupunkt 613 der Umgebungsluft fällt. In dem Fall des Dampfturbinensystems 50 kann das digitale Modell 62 einen Algorithmus 620 aufweisen, der die Stromausgabe des Dampfturbinensystems mit der Energie korreliert, die durch das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 hinzugefügt wird, wie zum Beispiel die Brennstoffmenge, die durch Rohrbefeuern verbraucht wird. Das Modell 22 kann zum Beispiel angeben, dass es einen oberen Schwellenwert 621 zum Erhöhen der Dampfturbinensystemausgabe gibt, der durch das HRSG-Rohrbefeuerungssystem erhalten werden kann, das in dem Algorithmus 620 enthalten sein kann.

[0039] Gemäss bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, wie in Fig. 4 veranschaulicht, kann das neuronale Netzwerk 71 mit den digitalen Modellen mehrerer Werkskomponenten 49 des Kraftwerks 12 der Fig. 3 interagieren und zwischen ihnen Kommunikationen bereitstellen. Die Wechselwirkung kann das Sammeln von Ausgabedaten von den Modellen und Erzeugen von Eingabedaten, die von den Modellen verwendet werden, um weitere Ausgabedaten zu erzeugen, aufweisen. Das neuronale Netzwerk 71 kann ein digitales Netzwerk verbundener Logikelemente sein. Die Logikelemente können jeweils einen Algorithmus verkörpern, der Dateneingaben akzeptiert, um eine oder mehrere Datenausgaben zu erzeugen. Ein einfaches Logikelement kann die Werte der Eingaben summieren, um Ausgabedaten zu erzeugen. Andere logische Elemente können Werte der Eingaben multiplizieren oder andere mathematische Beziehungen an die Eingabedaten anwenden. Den Dateneingaben zu jedem der Logikelemente des neuronalen Netzwerks 71 kann ein Gewicht zugeordnet werden, wie zum Beispiel ein Multiplikator zwischen eins und null. Die Gewichte können während eines Lernmodus modifiziert werden, der das neuronale Netzwerk einstellt, um die Leistung des Kraftwerks besser zu modellieren. Die Gewichte können auch basierend auf Befehlen, die von dem Filter bereitgestellt werden, eingestellt werden. Das Einstellen der Gewichte der Dateneingaben zu den Logikeinheiten in dem neuronalen Netzwerk ist ein Beispiel der Art und Weise, wie das neuronale Netzwerk dynamisch während des Betriebs des Kraftwerks mit kombiniertem Zyklus geändert werden kann. Andere Beispiele weisen das Ändern von Gewichten der Dateneingaben zu Algorithmen (die ein Beispiel einer Logikeinheit sind) in jedem der thermodynamischen digitalen Modelle für das Dampfturbinensystem, Einlasskonditionierungssystem und die Gasturbine auf. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann auf andere Arten geändert werden, wie zum Beispiel durch Einstellungen an Logikeinheiten und Algorithmen basierend auf den Daten, die von dem Optimierer und/oder Filter bereitgestellt werden.

[0040] Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann eine Ausgabe empfohlener oder optimierter Sollwertvorgaben 74 für das Kraftwerk 12 mit kombiniertem Zyklus erzeugen, die, wie veranschaulicht, durch einen Betreiber 39 zur Genehmigung laufen können, bevor sie den Kraftwerkstellantrieben 47 kommuniziert und von ihnen umgesetzt werden. Wie veranschaulicht, können die optimierten Sollwertvorgaben 74 über ein Computersystem wie das, das unten in Zusammenhang mit Fig. 6 beschrieben ist, Eingaben aufweisen, die von dem Betreiber eingegeben oder von ihm genehmigt werden. Die optimierten Sollwertvorgaben 74 können zum Beispiel eine Temperatur und Massestromrate für das Kühlwasser, das von dem Einlasskonditionierungssystem erzeugt und verwendet wird, um die Luft abzukühlen, die in das Gasturbinensystem eintritt, und eine Brennstoffflussrate zu dem Gasturbinensystem, und eine Rohrbefeuerungsrate aufweisen. Es versteht sich, dass die optimierten Sollwertvorgaben 74 auch von dem neuronalen Netzwerk und 70 und den Modellen 60, 61, 62, 63 derart verwendet werden können, dass die laufende Kraftwerksimulation Betriebsdaten vorhersagen kann, die später mit tatsächlichen Betriebsdaten verglichen werden können, so dass das Kraftwerkmodell laufend verfeinert werden kann.

[0041] Fig. 5 veranschaulicht eine vereinfachte Systemkonfiguration einer Kraftwerksteuervorrichtung 22 mit einem Optimierer 64 und einem Kraftwerkmodell 75. Bei dieser beispielhaften Ausführungsform ist die Kraftwerksteuervorrichtung 22 als ein System gezeigt, das den Optimierer 64 und das Kraftwerkmodell 75 hat (das zum Beispiel das neuronale Netzwerk 71 und die Modelle 60, 61, 62, 63, die oben in Zusammenhang mit Fig. 4 besprochen wurden, aufweist). Das Kraftwerkmodell 75 kann den Betrieb eines Kraftwerks 12 insgesamt simulieren. Gemäss der veranschaulichten Ausführungsform weist das Kraftwerk 12 mehrere Erzeugungseinheiten oder Kraftwerkkomponenten 49 auf. Die Kraftwerkkomponente 49 kann zum Beispiel Wärmeerzeugungseinheiten oder andere Kraftwerkssubsysteme, die bereits beschrieben wurden, aufweisen, die jeweils entsprechende Komponentensteuervorrichtungen 31 aufweisen können. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann mit den Komponentensteuervorrichtungen 31 kommunizieren und durch und mit den Komponentensteuervorrichtungen 31 den Betrieb des Kraftwerks 12 über Verbindungen mit Sensoren 46 und Stellantrieben 47 steuern.

[0042] Es versteht sich, dass Kraftwerke zahlreiche Variablen haben, die sich auf ihren Betrieb auswirken. Jede dieser Variablen kann im Allgemeinen entweder als Eingabevariable oder Ausgabevariable eingestuft werden. Eingabevariablen stellen Prozesseingaben dar und weisen Variablen auf, die durch Kraftwerkbediener manipuliert werden können, wie zum Beispiel Luft- und Brennstoffflussrate. Die Eingabevariablen weisen auch diejenigen Variablen auf, die nicht manipuliert werden können, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen. Ausgabevariablen sind Variablen, wie zum Beispiel eine Stromausgabe, die durch Manipulieren der Eingabevariablen, die manipuliert werden können, gesteuert werden können. Ein Kraftwerkmodell ist konfiguriert, um die algorithmische Beziehung zwischen Eingabevariablen, die diejenigen aufweisen, die manipuliert werden können, oder «manipulierte Variablen», und diejenigen, die nicht manipuliert werden können oder «Störvariablen», und Ausgabe- oder gesteuerte Variablen, die «gesteuerte Variablen» genannt werden, aufweisen. Genauer genommen sind manipulierte Variablen diejenigen, die durch die Kraftwerksteuervorrichtung 22 variiert werden können, um gesteuerte Variablen zu beeinflussen. Manipulierte Variablen weisen Dinge wie Ventil-Sollwertvorgaben auf, die Brennstoff- und Luftfluss steuern. Störvariablen bezeichnen Variablen, die kontrollierte Variablen beeinflussen aber nicht manipuliert oder gesteuert werden können. Störvariablen weisen Umgebungsbedingungen, Brennstoffmerkmale usw. auf. Der Optimierer 64 bestimmt einen optimalen Satz von Sollwerten für die manipulierten Variablen in Anbetracht von: (1) Leistungszielsetzungen des Kraftwerks (zum Beispiel Erfüllen von Lastanforderungen, während die Rentabilität maximiert wird), und (2) Beschränkungen, die mit dem Betrieb des Kraftwerks verbunden sind (zum Beispiel Emissions- und Ausstattungsbeschränkungen) auf.

[0043] Gemäss der vorliegenden Erfindung kann ein «Optimierungszyklus» mit einer vorbestimmten Frequenz (zum Beispiel alle 5 bis 60 Sekunden oder alle 1 bis 30 Minuten) beginnen. Zu Beginn eines Optimierungszyklus kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 vorhandene Daten für manipulierte Variablen, gesteuerte Variablen und Störvariablen von den Komponentensteuervorrichtungen 31 und/oder direkt von Sensoren 46 jeder der Kraftwerkkomponenten 49 erhalten. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann dann das Kraftwerkmodell 75 verwenden, um optimale Sollwerte für die manipulierten Variablen basierend auf den vorliegenden Daten zu bestimmen. Dabei kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22 das Kraftwerkmodell 75 mit unterschiedlichen Betriebs-Sollwertvorgaben ausführen, um zu bestimmen, welcher Satz von Betriebs-Sollwertvorgaben angesichts der Leistungszielsetzungen für das Kraftwerk der bevorzugteste ist, die «Simulationsläufe» genannt werden können. Eine Leistungszielsetzung kann zum Beispiel das Maximieren der Rentabilität sein. Durch Simulieren des Betriebs des Kraftwerks mit unterschiedlichen Sollwertvorgaben, sucht der Optimierer 64 nach dem Satz von Sollwertvorgaben, von welchem das Kraftwerkmodell 75 voraussagt, dass sie das Kraftwerk veranlassen, auf eine optimale (oder wenigstens bevorzugte) Art zu arbeiten. Wie angegeben, kann dieser optimale Satz von Sollwerten «optimierte Sollwerte» oder ein «optimierter Betriebsmodus» genannt werden. Typischerweise hat der Optimierer 64, wenn er zu den optimierten Sollwerten gelangt, zahlreiche Sätze von Sollwerten verglichen, und man wird feststellen, dass die optimierten Sollwerte in Anbetracht der Leistungszielsetzungen, die von dem Betreiber definiert wurden, höher sind als jeder der anderen Sätze. Der Betreiber 39 des Kraftwerks 12 kann die Option haben, die optimierten Sollwerte zu genehmigen, oder die optimierten Sollwerte können automatisch genehmigt werden. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann die optimierten Sollwerte zu der Komponentensteuervorrichtung 31 senden oder, alternativ, direkt zu den Stellantrieben 47 der Kraftwerkkomponenten 49, so dass Einstellungen gemäss den optimierten Sollwerten eingestellt werden können. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann in einer geschlossenen Schleife betrieben werden, um Sollwerte der manipulierten Variablen mit einer vorbestimmten Frequenz (zum Beispiel alle 10 bis 30 Sekunden oder häufiger) basierend auf den gemessenen aktuellen Betriebsbedingungen einzustellen.

[0044] Der Optimierer 64 kann verwendet werden, um eine «Kostenfunktion» zu minimieren, die einem Satz von Beschränkungen unterliegt. Die Kostenfunktion ist im Wesentlichen eine mathematische Darstellung einer Kraftwerk-Leistungszielsetzung, und die Beschränkungen sind Grenzen, innerhalb welcher das Kraftwerk arbeiten muss. Derartige Grenzen können gesetzliche, vorschriftsmässige, umwelttechnische, Ausstattungs- oder physikalische Beschränkungen darstellen. Zum Minimieren des NOx weist die Kostenfunktion zum Beispiel ein Glied auf, das sinkt, während das NOx-Niveau sinkt. Ein übliches Verfahren zum Minimieren einer solchen Kostenfunktion ist zum Beispiel als «Gradientenverfahren» bekannt. Das Gradientenverfahren ist ein Optimierungsalgorithmus, der ein lokales Minimum einer Funktion annähert, indem es Schritte anteilsmässig zu der negativen Seite des Gradienten (oder des ungefähren Gradienten) der Funktion an dem aktuellen Punkt ausführt. Es versteht sich, dass eine Anzahl unterschiedlicher Optimierungstechniken in Abhängigkeit von der Form des Modells und den Kosten und Beschränkungen verwendet werden kann. Es wird zum Beispiel in Betracht gezogen, dass die vorliegende Erfindung durch einzelnes oder kombiniertes Verwenden einer Vielfalt unterschiedlicher Typen von Optimierungsansätzen umgesetzt werden kann. Diese Optimierungsansätze weisen, ohne auf sie beschränkt zu sein, lineare Programmierung, quadratische Programmierung, gemischt-ganzzahlig-nicht-lineare Programmierung, stochastische Programmierung, globale nicht-lineare Programmierung, genetische Algorithmen und Teilchen-/Schwarmtechniken, auf. Zusätzlich kann das Kraftwerkmodell 75 dynamisch sein, so dass Auswirkungen von Änderungen über einen zukünftigen Zeithorizont berücksichtigt werden. Die Kostenfunktion weist daher Glieder über einen zukünftigen Horizont auf. Da das Modell verwendet wird, um über einen Zeithorizont vorherzusagen, wird dieser Ansatz Modell vorhersagende Steuerung genannt, die in S. Piche, B. Sayyar-Rodsari, D. Johnson and M. Gerules, «Nonlinear model predictive control using neural networks», IEEE Control Systems Magazine, Bd. 20, Nr. 2, S. 53–62, 2000 beschrieben ist und hier vollständig durch Verweis aufgenommen wird.

[0045] Beschränkungen können sowohl den Prozesseingaben (darunter die manipulierten Variablen) als auch Prozessausgaben (darunter gesteuerte Variablen) des Kraftwerks über den zukünftigen Zeithorizont auferlegt werden. Typischerweise werden Beschränkungen, die mit Grenzen übereinstimmen, die mit der Kraftwerksteuervorrichtung assoziiert sind, den manipulierten Variablen auferlegt. Beschränkungen an den Ausgaben können durch das Problem, das gelöst wird, bestimmt werden. Gemäss Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung und als ein Schritt in dem Optimierungszyklus, kann der Optimierer 64 die komplette Bahn manipulierter Variablenbewegungen über den zukünftigen Zeithorizont, zum Beispiel eine Stunde, berechnen. Für ein Optimierungssystem, das alle 30 Sekunden ausgeführt wird, können daher 120 Werte über einen einstündigen zukünftigen Zeithorizont für jede manipulierte Variable berechnet werden. Da sich das Kraftwerkmodell oder die Leistungszielsetzungen oder Beschränkungen vor dem nächsten Optimierungszyklus ändern können, kann die Kraftwerksteuervorrichtung 22/der Optimierer 64 nur den ersten Wert in dem Zeithorizont für jede manipulierte Variable zu den Komponentensteuervorrichtungen 31 als optimierte Sollwerte für jede manipulierte Variable ausgeben. Bei dem nächsten Optimierungszyklus kann das Kraftwerkmodell 75 basierend auf den aktuellen Bedingungen aktualisiert werden. Die Kostenfunktion und Beschränkungen können aktualisiert werden, falls sie sich geändert haben. Der Optimierer 64 kann dann verwendet werden, um den Wertesatz für die manipulierten Variablen über dem Zeithorizont neu berechnen, und der erste Wert des Zeithorizonts für jede manipulierte Variable wird zu der Komponentensteuervorrichtung 31 als Sollwert für jede jeweilige manipulierte Variable ausgegeben. Der Optimierer 64 kann diesen Vorgang für jeden Optimierungszyklus wiederholen und dadurch ständig optimale Leistung aufrecht erhalten, während das Kraftwerk 12 durch unerwartete Änderungen an Elementen wie zum Beispiel Last, Umgebungsbedingungen, Brennstoffmerkmale usw. beeinflusst wird.

[0046] Unter Bezugnahme auf Fig. 6 sind eine veranschaulichende Umgebung und Benutzereingabevorrichtung für eine Kraftwerksteuervorrichtung und ein Steuerprogramm gemäss einer beispielhaften Ausführungsform veranschaulicht. Obwohl andere Konfigurationen möglich sind, weist die Ausführungsform ein Computersystem 80 auf, das ein Display 81, einen Prozessor 82 und eine Benutzereingabevorrichtung 83 sowie einen Speicher 84 hat. Aspekte des Computersystems 80 können sich an dem Kraftwerk 12 befinden, während andere Aspekte entfernt oder über das Kommunikationsnetzwerk 20 verbunden sein können. Wie besprochen, kann das Computersystem 80 mit jeder Erzeugungseinheit oder anderen Kraftwerkkomponente 49 des Kraftwerks 12 verbunden sein. Die Kraftwerkkomponenten 49 können das Gasturbinensystem 30, das Dampfturbinensystem 50, das Einlasskonditionierungssystem 51, das HRSG-Rohrbefeuerungssystem 52 und/oder andere Subsysteme oder Subkomponenten in Zusammenhang damit oder irgendeine Kombination davon aufweisen. Das Computersystem 80 kann auch mit einem oder mehreren Sensoren 46 und Stellantrieben 47 nach Bedarf oder Wunsch verbunden sein. Wie erwähnt, können die Sensoren 46 konfiguriert sein, um Betriebsbedingungen und Parameter der Komponenten zu erfassen und Signale zu dem Computersystem 80 in Zusammenhang mit diesen Bedingungen weitergeben. Das Computersystem 80 kann konfiguriert sein, um diese Signale zu empfangen und sie auf Arten, die hier beschrieben sind, zu verwenden, die das Übertragen von Signalen zu einem oder mehreren der Stellantriebe 47 umfassen. Ausser wenn es erforderlich ist, kann die vorliegende Erfindung jedoch Ausführungsformen aufweisen, die nicht konfiguriert sind, um das Kraftwerk 12 direkt zu steuern und/oder Betriebsbedingungen zu erfassen. Bei Konfigurationen der vorliegenden Erfindung, die das Kraftwerk 12 steuern und/oder Betriebsbedingungen erfassen, kann solche Eingabe oder Steuerung durch Empfangen und/oder Übertragen von Signalen von/zu einem oder mehreren getrennten Software- oder Hardwaresystemen bereitgestellt werden, die direkt mit physikalischen Komponenten des Kraftwerks und seinen Sensoren und Stellantrieben interagieren. Das Computersystem 80 kann ein Kraftwerk-Steuerprogramm («Steuerprogramm») aufweisen, das bewirkt, dass das Computersystem 80 betrieben werden kann, um Daten in einer Kraftwerksteuervorrichtung zu verwalten, indem die hier beschriebenen Prozesse ausgeführt werden.

[0047] Im Allgemeinen führt der Prozessor 82 Programmcode aus, der das Steuerprogramm definiert, das mindestens teilweise in dem Speicher 84 festgeschrieben ist. Während er den Programmcode ausführt, kann der Prozessor 82 Daten verarbeiten, was im Lesen und/oder Schreiben umgeformter Daten von/zu dem Speicher 84 resultieren kann. Das Display 81 und die Eingabevorrichtung 83 können es einem menschlichen Benutzer ermöglichen, mit dem Computersystem 80 und/oder mit einer oder mehreren Kommunikationsvorrichtungen zu interagieren, um einen Systembenutzer zu befähigen, mit dem Computersystem 80 unter Verwenden irgendeines Typs von Kommunikationsverbindungen zu kommunizieren. Bei Ausführungsformen kann ein Kommunikationsnetzwerk, wie zum Beispiel Netzwerk- Hardware/Software das Computersystem 80 befähigen, mit anderen Vorrichtungen innerhalb und ausserhalb eines Knotens, in dem es installiert ist, zu kommunizieren. Dazu kann das Steuerprogramm der vorliegenden Erfindung einen Satz von Schnittstellen verwalten, der menschliche und/oder Systembenutzer befähigt, mit dem Steuerprogramm zu interagieren. Das Steuerprogramm, wie es unten besprochen ist, kann ferner Daten verwalten (zum Beispiel speichern, holen, anlegen, manipulieren, organisieren, präsentieren usw.), wie zum Beispiel Steuerdaten, indem irgendeine Lösung verwendet wird.

[0048] Das Computersystem 80 kann ein oder mehrere Allzweck-Rechenprodukte umfassen, die zum Ausführen von Programmcode fähig sind, wie zum Beispiel die hier definierten Steuerprogramme, die darauf installiert sind. Wie hier verwendet, bedeutet «Programmcode» irgendeine Sammlung von Anweisungen in irgendeiner Sprache, irgendeinem Code oder in irgendeiner Notation, die eine Rechenvorrichtung, die eine Datenverarbeitungsfähigkeit hat, veranlasst, eine bestimmte Aktion entweder direkt oder nach einer Kombination der Folgenden auszuführen: (a) Umwandlung in eine andere Sprache, einen anderen Code oder eine andere Notation; (b) in einer unterschiedlichen materiellen Form; und/oder (c) Dekomprimieren. Zusätzlich kann Computercode Objektcode, Quellencode und/oder ausführbaren Code aufweisen und einen Teil eines Computerprogrammprodukts bilden, wenn er sich auf einem computerlesbaren Medium befindet. Es versteht sich, dass der Begriff «computerlesbares Medium» einen oder mehrere irgendeines Typs greifbarer Ausdrucksmedien umfassen kann, die jetzt bekannt sind oder später entwickelt werden, von welchen eine Kopie des Programmcodes wahrgenommen, reproduziert oder anderswie durch eine Rechenvorrichtung kommuniziert werden kann. Wenn der Computer den Computerprogramm Code ausführt, wird er zu einem Gerät zum Anwenden der Erfindung, und auf einem Allzweck-Mikroprozessor werden spezifische Logikschaltungen durch Konfiguration des Mikroprozessors mit Computercodesegmenten geschaffen. Ein technischer Effekt der ausführbaren Anweisungen besteht im Umsetzen eines Kraftwerk-Steuerverfahrens und/oder Systems und/oder Computerprogrammprodukts, das Modelle verwendet, um Betriebsmerkmale von Kraftwerken zu verbessern oder erhöhen oder optimieren, um die wirtschaftliche Rentabilität eines Kraftwerks angesichts erwarteter Umgebungs- und/oder Marktbedingungen, Leistungsparameter und/oder Lebenszykluskosten, die mit damit zusammenhängen, zu unterstützen. Zusätzlich zum Verwenden aktueller Informationen, können historische und/oder vorhergesagte Informationen verwendet werden, und eine Feedbackschleife kann eingerichtet werden, um das Kraftwerk während schwankender Bedingungen effizient dynamisch zu betreiben. Der Computercode des Steuerprogramms kann in Computeranweisungen geschrieben sein, die von der Kraftwerksteuervorrichtung 22 ausgeführt werden können. Dazu kann das Steuerprogramm, das von dem Computersystem 80 ausgeführt wird, als irgendeine Kombination von Systemsoftware und/oder Anwendungssoftware verkörpert werden. Das Steuerprogramm kann ferner unter Verwenden eines Satzes von Modulen umgesetzt werden. In diesem Fall kann ein Modul das Computersystem 80 befähigen, einen Satz von Aufgaben auszuführen, der von dem Steuerprogramm verwendet wird, und kann separat entwickelt und/oder getrennt von anderen Abschnitten des Steuerprogramms umgesetzt werden. Wie er hier verwendet wird, bedeutet der Begriff «Komponente» irgendeine Konfiguration von Hardware, mit oder ohne Software, die die Funktionalität umsetzt, die in Verbindung damit beschrieben ist, in dem irgendeine Lösung verwendet wird, während der Begriff «Modul» Programmcode bedeutet, der ein Computersystem befähigt, die Aktionen, die in Verbindung damit beschrieben sind, unter Verwenden irgendeiner Lösung umzusetzen. Wenn es in dem Speicher 84 des Computersystems 80, das den Prozessor 82 aufweist, festgeschrieben ist, ist ein Modul ein wesentlicher Abschnitt einer Komponente, die die Aktionen umsetzt. Dessen ungeachtet versteht sich, dass zwei oder mehrere Komponenten, Module und/oder Systeme einige/die gesamte ihrer jeweiligen Hardware und/oder Software miteinander teilen können. Ferner versteht sich, dass etwas der Funktionalität, die hier besprochen wird, nicht umgesetzt wird oder zusätzliche Funktionalität als Teil des Computersystems 80 enthalten sein kann. Wenn das Computersystem 80 mehrere Rechenvorrichtungen umfasst, kann jede Rechenvorrichtung nur einen Abschnitt des Steuerprogramms darauf festgeschrieben haben (zum Beispiel ein oder mehrere Module). Dessen ungeachtet können die Rechenvorrichtungen, wenn das Computersystem 80 mehrere Rechenvorrichtungen aufweist, über irgendeinen Typ von Kommunikationsverbindung kommunizieren. Während es einen hier beschriebenen Prozess ausführt, kann das Computersystem 80 ferner mit einem oder mehreren anderen Computersystemen unter Verwenden irgendeines Typs von Kommunikationsverbindung kommunizieren.

[0049] Wie hier besprochen, befähigt das Steuerprogramm das Computersystem 80 zum Umsetzen eines Kraftwerk-Steuerprodukts und/oder -Verfahrens. Das Computersystem 80 kann unter Verwenden irgendeiner Lösung Kraftwerk-Steuerdaten erhalten. Das Computersystem 80 kann zum Beispiel Kraftwerk-Steuerdaten erzeugen und/oder verwendet werden, um sie zu erzeugen, Kraftwerk-Steuerdaten von einem oder mehreren Datenspeichern, von Datenbeständen oder Quellen holen, Kraftwerk-Steuerdaten von irgendeinem anderen System oder irgendeiner anderen Vorrichtung innerhalb oder ausserhalb des Kraftwerks, von der Kraftwerksteuervorrichtung, Komponentensteuervorrichtung und/oder dergleichen empfangen. Bei einer anderen Ausführungsform stellt die Erfindung ein Verfahren zum Bereitstellen einer Programmcodekopie bereit, wie zum Beispiel für Kraftwerk-Steuerprogramm, die einige oder alle Prozesse, die hier beschrieben sind, umsetzen kann. Es versteht sich, dass Aspekte der Erfindungen als Teil einer Geschäftsmethode, die einen Prozess, der hier beschrieben ist, auf einer Abonnement-, Werbe-und/oder Gebührenbasis ausführt, umgesetzt werden kann. Ein Service-Provider könnte anbieten, ein Kraftwerk-Steuerprogramm und/oder -verfahren wie es hier beschrieben ist, umzusetzen. In diesem Fall kann der Service-Provider ein Computersystem verwalten (zum Beispiel anlegen, warten, unterstützen usw.), wie zum Beispiel das Computersystem 80, das einen Prozess, der hier beschrieben ist, für einen oder mehrere Kunden ausführt.

[0050] Computermodelle von Kraftwerken können aufgebaut und dann verwendet werden, um Kraftwerkbetrieb zu steuern und zu optimieren. Solche Kraftwerkmodelle können dynamisch sein und iterativ über laufenden Vergleich zwischen aktuellen (das heisst gemessenen) Betriebsparametern und denselben Parametern, wie sie von dem Kraftwerkmodell vorhergesagt werden, aktualisiert werden. Beim Vorbereiten und Warten solcher Modelle können Anweisungen geschrieben oder anderswie bereitgestellt werden, die den Prozessor 82 des Computersystems 80 anweisen, eine Bibliothek von Energiesystemerzeugungseinheiten und Komponenten («Komponentenbibliothek») als Reaktion auf Benutzereingabe zu erzeugen. Bei einigen Konfigurationen weisen die Benutzereingabe und die erzeugte Bibliothek Eigenschaften der Komponente mit der Bibliothek sowie Regeln auf, um Scripts in Übereinstimmung mit Betriebs- und Eigenschaftswerten zu erzeugen. Diese Eigenschaftswerte können aus Daten kompiliert werden, die lokal in dem Speicher 84 gespeichert sind, und/oder aus einem zentralen Datenbestand genommen werden, der an einer entfernten Stelle geführt wird. Die Komponentenbibliothek kann nicht physische Komponenten aufweisen, wie zum Beispiel wirtschaftliche oder gesetzliche Komponenten. Beispiele wirtschaftlicher Komponenten sind Brennstoffeinkaufe und Verkäufe, und Beispiele gesetzlicher Komponenten sind Emissionsgrenzen und Kredite. Diese nicht physischen Komponenten können mit mathematischen Regeln modelliert werden, gleich wie Komponenten, die physikalische Ausstattung darstellen, zum Beispiel mit mathematischen Regeln modelliert werden können. Die Anweisungen können konfiguriert werden, um eine Konfiguration von Energiesystemkomponenten aus der Bibliothek, wie sie von einem Betreiber konfiguriert werden kann, zusammenzufügen. Eine Bibliothek von Energiesystemkomponenten kann derart bereitgestellt werden, dass ein Benutzer daraus Komponenten auswählen kann, um ein tatsächliches Kraftwerk zu replizieren oder ein hypothetisches zu schaffen. Es versteht sich, dass jede Komponente mehrere Eigenschaften haben kann, die von dem Benutzer verwendet werden können, um spezifische Werte einzugeben, die Betriebsbedingungen eines tatsächlichen oder hypothetischen Kraftwerks, das modelliert wird, entsprechen. Scripts können für die zusammengefügten Energiesystemkomponenten und ihre Konfiguration erzeugt werden. Die erzeugten Scripts können mathematische Beziehungen innerhalb und/oder unter den Energiesystemkomponenten aufweisen, darunter wirtschaftliche und/oder gesetzliche Komponenten, falls sie in der Energiesystemkomponentenkonfiguration verwendet werden. Das Computersystem 80 kann dann mathematische Beziehungen lösen und Resultate der Lösung auf dem Display 81 zeigen. Bei Konfigurationen, bei welchen Signale vom Computer 80 übertragen werden können, können die Signale verwendet werden, um ein Energiesystem in Übereinstimmung mit den Resultaten der Lösung zu steuern. Ansonsten können Resultate angezeigt oder ausgedruckt und zum Einstellen physikalischer Ausstattungsparameter und/oder Bestimmen und/oder Verwenden festgelegter nicht physikalischer Parameter verwendet werden, wie zum Beispiel Brennstoffeinkaufe und/oder Verkäufe, so dass ein bevorzugter oder optimierter Betriebsmodus erreicht wird. Die Kraftwerkkomponentenbibliothek kann einen zentralen Datenbestand aufweisen, der eine laufende Ansammlung von Daten in Zusammenhang damit darstellt, wie jede Kraftwerkkomponente unter unterschiedlichen Parametern und Bedingungen arbeitet. Der zentrale Datenbestand kann verwendet werden, um «Plug-Daten» für Fälle bereitzustellen, in welchen Sensordaten für unzuverlässig gehalten werden.

[0051] Unter Bezugnahme auf die Fig. 7 bis 9 ist eine ausführlichere Diskussion des wirtschaftlichen Zuteilungsprozesses bereitgestellt, darunter Mittel und Wege, wie die oben besprochenen Steuersysteme zum Optimieren solcher Zuteilungsvorgehensweisen je nach Fall aus der Perspektive sowohl einer Stromsystem-Zentralbehörde oder einzelner Kraftwerke, die innerhalb solcher Systeme teilnehmen, verwendet werden können. Es versteht sich, dass aus der Perspektive eines zentralen Behördenzuteilers die Zielsetzungen des wirtschaftlichen Zuteilungsprozesses darin besteht, dynamisch auf sich ändernde Variablen, darunter sich ändernde Lasterfordernisse oder Umgebungsbedingungen, zu reagieren, während gleichzeitig die Erzeugungskosten innerhalb des Systems minimiert werden. Für die teilnehmenden Kraftwerke versteht sich, dass die Zielsetzung im Allgemeinen darin besteht, verfügbare Kapazität zu nutzen, während Erzeugungskosten derart minimiert werden, dass die Rentabilität maximiert wird. Angesichts der Komplexheiten von Stromsystemen, weist der Prozess des wirtschaftlichen Zuteilens typischerweise die häufige Einstellung der Last auf den teilnehmenden Kraftwerken durch den Zuteiler auf. Wenn er erfolgreich ist, resultiert der Prozess darin, dass verfügbare Kraftwerke mit Lasten betrieben werden, bei welchen ihre inkrementellen Erzeugungskosten in etwa dieselben sind, was im Minimieren von Erzeugungskosten resultiert, während auch Systembeschränkungen berücksichtigt werden, wie zum Beispiel maximal und minimal zulässige Lasten, Systembeständigkeit usw. Es versteht sich, dass präzise inkrementelle Kostendaten erforderlich sind, damit das wirtschaftliche Zuteilen optimal funktioniert. Derartige inkrementelle Kostendaten haben Primärkomponenten, die Brennstoffkosten und inkrementellen Brennstoffverbrauch aufweisen. Die inkrementellen Brennstoffverbrauchsdaten werden gewöhnlich als eine Kurve inkrementeller Wärmeaufwandskoeffizienten im Vergleich zur Stromausgabe gegeben. Spezifischerweise ist der inkrementelle Wärmeaufwandskoeffizient, IHR, einer Wärmeerzeugungseinheit als das Gefalle der Wärmeaufwandskoeffizientenkurve definiert, wobei der Wärmeaufwandskoeffizient der Einheit das Verhältnis der eingegebenen Wärme im Vergleich zur Stromausgabe bei irgendeiner Last darstellt. Fehler in diesen Daten resultieren im Zuteilen von Einheiten bei Lasten, die die Gesamterzeugungskosten nicht minimieren.

[0052] Eine Anzahl von Elementen kann Fehler in die inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizientenkurven einführen. Diese können in zwei Kategorien gruppiert werden. Eine erste Kategorie enthält Elemente, die Fehler erzeugen, die in dem Zeitpunkt vorliegen, in dem die Daten dem Zuteiler gegeben werden. Wenn die Daten zum Beispiel durch Testen gesammelt werden, sind Fehler aufgrund von Präzisionsmängeln der Messinstrumente in allen Rechnungen, die mit ihnen ausgeführt werden, enthalten. Wie unten ausführlicher besprochen, weisen bestimmte Aspekte der vorliegenden Erfindung Mittel und Wege auf, um die Sensorpräzision während der Datensammlung zu bestätigen und Fälle, in welchen gesammelte Daten aufgrund von Sensorfehlfunktionen unzuverlässig sein können, rechtzeitig zu identifizieren. Eine zweite Kategorie von Fehlern enthält Elemente, die bewirken, dass Daten im Laufe der Zeit weniger präzis werden. Falls sich die Leistung einer Erzeugungseinheit zum Beispiel aufgrund von Ausstattungsverschlechterung oder Reparatur oder Änderungen der Umgebungsbedingungen ändert, sind die inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizientendaten, die für das Zuteilen verwendet werden, fehlerhaft, bis die Daten aktualisiert werden. Ein Aspekt der vorliegenden Erfindung besteht darin, diejenigen Parameter von Wärmeerzeugungseinheiten zu identifizieren, die die Berechnung inkrementeller Wärmeaufwandskoeffizienten signifikant beeinflussen. Eine Kenntnis solcher Parameter und ihrer relativen Signifikanz kann dann verwendet werden, um zu bestimmen, wie oft Zuteilungsdaten aktualisiert werden sollten, um die tatsächliche Leistung des Kraftwerks wiederzugeben.

[0053] Fehler in den inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizientendaten führen zu Situationen, in welchen Kraftwerke falsch zugeteilt werden, was typischerweise in erhöhten Erzeugungskosten für das Stromsystem resultiert. Unter Bezugnahme zum Beispiel auf die Grafik der Fig. 7 ist eine Situation bereitgestellt, bei der der wahrhaftige inkrementelle Wärmeaufwandskoeffizient von dem inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizient unterschiedlich ist, der bei dem Zuteilungsprozess verwendet wird. Beim Zuteilen der Einheit verwendet die Zuteilungsbehörde die inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizientendaten, die um «E» fehlerhaft sind, wie angegeben. (Es wird darauf hingewiesen, dass Fig. 7 davon ausgeht, dass der inkrementelle Wärmeaufwandskoeffizient eines Stromsystems nicht von der Last beeinflusst wird, die der gegebenen Einheit auferlegt wird, was im Wesentlichen korrekt sein kann, falls das Stromsystem im Vergleich zu der Grösse der gegebenen Erzeugungseinheit ein grosses ist.) Wie gezeigt, wird die Erzeugungseinheit an Li zugeteilt, nämlich der Last, bei der die inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizienten der Einheit und des Systems basierend auf der verfügbaren Information gleich sind. Falls die korrekten Wärmeaufwandskoeffizienteninformationen verwendet wurden, würde die Einheit bei L2 zugeteilt, der Last, bei der der tatsächliche Wärmeaufwandskoeffizient des Kraftwerks gleich dem inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizienten des Stromsystems ist. Es versteht sich, dass der Fehler in der Unterauslastung des Kraftwerks resultiert. In Fällen, in welchen die Alternative zutrifft, das heisst, in welchen die Positionierung der Plotterdarstellung des inkorrekten inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizienten im Vergleich zu dem tatsächlichen inkrementellen Wärmeaufwandskoeffizienten umgekehrt ist, resultiert der Fehler darin, dass die Einheit überverpflichtet wird, was erfordern kann, dass sie ineffizient arbeitet, um ihre zugeteilte Lastverpflichtung zu decken. Aus der Sicht der zentralen Zuteilungsbehörde des Stromsystems versteht sich, dass das Verringern von Fehlern in den bei dem Zuteilungsprozess verwendeten Daten die Brennstoffkosten des gesamten Systems verringert, die Systemeffizienz steigert und/oder die Gefahr des Nichterfüllens von Lastforderungen verringert. Für die Betreiber von Kraftwerken innerhalb des Systems sollte das Verringern solcher Fehler die volle Auslastung des Kraftwerks fördern und die Rentabilität verbessern.

[0054] Die Fig. 8 und 9 veranschaulichen jeweils eine Skizze einer Kraftwerksteuervorrichtung 22 und ein Flussdiagramm 169 eines Steuerverfahrens gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung. Bei diesen Beispielen werden Verfahren bereitgestellt, die wirtschaftliche Optimierung innerhalb eines Stromsystems veranschaulichen, das wirtschaftliche Zuteilung zum Verteilen von Last auf mögliche Provider verwendet. Der grundlegende Prozess der wirtschaftlichen Zuteilung ist einer, der auf unterschiedliche Arten verwendet werden kann und zwischen beliebigen zwei Niveaus, die innerhalb der mehrstufigen Hierarchie definiert sind, die viele Stromsysteme gemeinsam haben. Bei einem Fall kann zum Beispiel der wirtschaftliche Zuteilungsprozess als ein Teil eines kompetitiven Prozesses verwendet werden, anhand dessen eine zentrale Regierungsbehörde oder ein Industrieverband Last auf mehrere konkurrierende Unternehmen verteilt. Alternativ können dieselben Grundsätze wirtschaftlicher Zuteilung verwendet werden, um Last unter Kraftwerke in Gemeinschaftsbesitz aufzuteilen, um Erzeugungskosten für die Eigentümer der Kraftwerke zu minimieren. Sie können auch auf Kraftwerkniveau als eine Art und Weise für den Betreiber oder die Kraftwerksteuervorrichtung verwendet werden, seine Lastanforderungen auf unterschiedliche lokale Erzeugungseinheiten, die dafür verfügbar sind, aufzuteilen. Es versteht sich, dass, ausser wenn anders angegeben, die Systeme und Verfahren der vorliegenden Erfindung allgemein an alle diese möglichen Erscheinungen des wirtschaftlichen Zuteilungsprozesses anwendbar sind.

[0055] Im Allgemeinen ist der Zuteilungsprozess bestrebt, Erzeugungskosten innerhalb eines Stromsystems anhand des Anlegens einer Zuteilungsplanung, in der die inkrementellen Erzeugungskosten für jedes beteiligte Kraftwerk oder jede beteiligte Erzeugungseinheit in etwa gleich sind, zu minimieren. Es versteht sich, dass mehrere Begriffe oft verwendet werden, um den wirtschaftlichen Zuteilungsprozess zu beschreiben, und er wird daher wie folgt definiert. Ein «Vorhersagehorizont» ist eine vorbestimmte Zeitspanne, während welcher Optimierung auszuführen ist. Ein typischer Vorhersagehorizont kann zum Beispiel einige Stunden bis einige Tage betragen. Ein «Intervall» innerhalb des Vorhersagehorizonts ist eine vordefinierte Optimierungszeitauflösung, das heisst der oben erwähnte «Optimierungszyklus», der beschreibt, wie oft Optimierung während des Vorhersagehorizonts auszuführen ist. Ein typisches Zeitintervall für einen Optimierungszyklus kann zum Beispiel mehrere Sekunden bis mehrere Minuten betragen. Schliesslich ist eine «Vorhersagelänge» die Anzahl von Zeitintervallen, für die Optimierung auszuführen ist, und kann erhalten werden, indem der Vorhersagehorizont durch das Zeitintervall geteilt wird. Für einen 12-Stunden-Vorhersagehorizont und ein 5-Minuten-Zeitintervall beträgt die Vorhersagelänge 144 Zeitintervalle.

[0056] Aspekte der vorliegenden Erfindung stellen Steuerverfahren und/oder Steuervorrichtungen für Kraftwerke sowie Verfahren und Systeme zum Optimieren von Leistung, Kosteneffizienz und Effizienz bereit. Gemäss der vorliegenden Erfindung kann zum Beispiel eine Minimum an variablen Betriebskosten für eine Wärmeerzeugungseinheit oder ein Kraftwerk erreicht werden, die/das variable Leistungsmerkmale und Kostenparameter (das heisst Brennstoffkosten, Umgebungsbedingungen, Marktbedingungen usw.) mit Lebenszykluskosten (das heisst variabler Betrieb und seine Auswirkung auf Wartungsplanungen, Teileersatz usw.) ausgleicht. Durch Variieren eines oder mehrerer Parameter einer Wärmeerzeugungseinheit unter Berücksichtigung solcher Faktoren, kann die Einheit während ihrer Nutzungsdauer wirtschaftlicher genutzt werden. Bei Kraftwerken, die eine Gasturbine aufweisen, kann zum Beispiel die Brenntemperatur variiert werden, um ein gewünschtes Lastniveau bereitzustellen, das wirtschaftlicher auf Betriebsprofil, Umgebungsbedingungen, Marktbedingungen, Vorhersagen, Kraftwerkleistung und/anderen Faktoren basiert. Daraus resultiert, dass die Verfügung von Teilen mit auf Reststunden basierender Lebensdauer, die in anfahrbegrenzten Einheiten verbleiben, verringert werden können. Ferner erlaubt ein Kraftwerksteuersystem, das eine Feedbackschleife aufweist, die mit im Wesentlichen Echtzeitdaten von Sensoren aktualisiert wird, die regelmässig getestet und als korrekt funktionierend bestätigt werden, weitere Kraftwerkoptimierung. Gemäss bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können daher durch Einführen einer Echtzeit-Feedbackschleife zwischen dem Kraftwerksteuersystem und der Zuteilungsbehörde Ziellasten und Einheitsverpflichtung auf hochpräzisen Angebotskurven basieren, die basierend auf Echtzeit-Maschinenleistungsparametern zusammengestellt werden.

[0057] Fig. 8 veranschaulicht eine Skizze einer beispielhaften Kraftwerksteuervorrichtung 22 gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung. Es versteht sich, dass die Kraftwerksteuervorrichtung 22 besonders gut zum Umsetzen des Verfahrens 169 der Fig. 9 geeignet sein kann. Die Fig. 8 und 9 werden daher gemeinsam besprochen, obwohl sich versteht, dass jede Aspekte haben kann, die an allgemeinere Nutzung anwendbar sind. Das Stromsystem 10, das in Fig. 8 dargestellt ist, weist ein «Kraftwerk 12a» auf, dem die Kraftwerksteuervorrichtung 22 zugeordnet ist, sowie «andere Kraftwerke 12b», die Kraftwerke innerhalb des Stromsystems, die mit dem Kraftwerk 12a konkurrieren, darstellen können. Wie veranschaulicht, weist das Stromsystem 10 auch eine Zuteilungsbehörde 24 auf, die durch eine dedizierte Systemsteuervorrichtung 25 den Zuteilungsprozess unter allen beteiligten Kraftwerken 12a, 12b innerhalb des Systems verwaltet.

[0058] Das Kraftwerk 12a kann zahlreiche Sensoren 46 und Stellantrieben 47 aufweisen, anhand welcher die Kraftwerksteuervorrichtung 22 Betriebsbedingungen überwacht und den Betrieb des Kraftwerks steuert. Die Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann mit zahlreichen Datenquellen 26 kommunizieren, die von ihr entfernt und über ein Kommunikationsnetzwerk zugänglich sein können, und/oder lokal enthalten und über ein lokales Netzwerk zugänglich sind. Wie veranschaulicht, weist die schematische Darstellung der Kraftwerksteuervorrichtung 22 mehrere Subsysteme auf, die anhand mehrerer Kästen voneinander abgegrenzt wurden. Diese Subsysteme oder «Kasten» wurden in der Hauptsache nach Funktion getrennt, um bei der Beschreibung zu helfen. Es versteht sich jedoch, dass getrennte Kasten einzelne Chips oder Prozessoren oder andere einzelne Hardwareelemente darstellen können oder nicht und getrennte Abschnitte von Computerprogrammcode, der innerhalb der Kraftwerksteuervorrichtung ausgeführt wird, darstellen können oder nicht, ausser wenn anderes angegeben ist. Auf ähnliche Art ist das Verfahren 169 zwar in zwei Hauptabschnitte oder Blöcke geteilt, das hat jedoch praktischen Zweck und soll bei der Beschreibung helfen. Es versteht sich, dass irgendwelche oder alle der getrennten Kasten, die in Fig. 8 gezeigt sind, in einen oder mehrere Abschnitte in der Kraftwerksteuervorrichtung 22 kombiniert werden können, wie auch irgendwelche oder alle der getrennten Blöcke oder Schritte, die in Fig. 9 gezeigt sind.

[0059] Das Verfahren 169 der Fig. 9 kann zum Beispiel mit einem Steuerabschnitt 170 beginnen, der vorhandene Informationen und Daten für den Gebrauch (bei Schritt 171) empfängt oder sammelt, die Marktdaten, Betriebsdaten und/oder Umgebungsdaten aufweisen können. Innerhalb der Kraftwerksteuervorrichtung 22 kann ein entsprechendes Steuermodul 110 angeordnet sein, um diese Art von Daten von Datenquellen 26 oder irgendwelchen anderen geeigneten Quellen anzufordern/zu empfangen. Das Steuermodul 110 kann auch konfiguriert sein, um eine Ziellast 128 von der Zuteilungsbehörde 24 zu empfangen (obwohl bei einem Anfangslauf eine solche Ziellast nicht verfügbar sein kann) und eine vordefinierte Anfangsziellast verwendet werden kann. Umgebungsdaten können von entfernten oder lokalen Datenbeständen und/oder Prognosediensten empfangen werden und können als eine Komponente der Datenquellen 26 enthalten sein. Umgebungsdaten können auch über Umgebungssensoren gesammelt werden, die um das Kraftwerk 12a verteilt sind, sowie über eine Kommunikationsverbindung mit der Zuteilungsbehörde 24 empfangen werden. Gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung weisen Umgebungsdaten historische, vorliegende und/oder vorhergesagte Daten auf, die Umgebungsbedingungen für das Kraftwerk 12a beschreiben, die zum Beispiel Lufttemperatur, relative Luftfeuchtigkeit, Druck usw. aufweisen können. Marktdaten können von entfernten oder lokalen Datenbeständen und/oder Prognosediensten empfangen werden und können als eine Komponente der Datenquellen 26 enthalten sein. Marktdaten können auch über eine Kommunikationsverbindung mit der Zuteilungsbehörde 24 empfangen werden. Gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung weisen Marktdaten historische, vorliegende und/oder prognostizierte Daten auf, die Marktbedingungen für das Kraftwerk 12a beschreiben, die zum Beispiel Stromverkaufspreise, Brennstoffkosten Lohnkosten usw. aufweisen können. Betriebsdaten können ebenfalls von Datenbeständen und/oder Prognosediensten empfangen werden und können als eine Komponente von Datenquellen 26 enthalten sein. Betriebsdaten können Daten enthalten, die von mehreren Sensoren 46 gesammelt werden, die innerhalb des Kraftwerks 12 und seiner Kraftwerkkomponenten 49 verteilt sind, die physikalische Parameter in Zusammenhang mit dem Kraftwerksbetrieb messen. Die Betriebsdaten können historische, vorliegende und/oder prognostizierte Daten sowie eine Vielfalt von Prozesseingaben und -ausgaben aufweisen.

[0060] Wie in Fig. 9 ersichtlich, kann ein Anfangssollwert für das Kraftwerk 12 bestimmt werden, wie zum Beispiel mit einem Steuerelementemodell 111 in der Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 8 . Das Steuerelementemodell 111 kann zum Beispiel konfiguriert sein, um thermodynamische und/oder physikalische Einzelheiten des Kraftwerks 12 und zusätzliche Informationen, wie zum Beispiel Umgebungsdaten oder Marktdaten oder Prozessdaten zu verwenden, um einen Wert eines Betriebsparameters für das Kraftwerk 12 zu bestimmen (bei Schritt 172 der Fig. 9 ). Bei einem Fall kann zum Beispiel der Wert eines Betriebsparameters ein Wert sein, der erforderlich wäre, um Stromausgabe zu erreichen, die ausreicht, um eine Ziellast zu decken. Der bestimmte Wert kann als ein Anfangssollwert für den jeweiligen Betriebsparameter des Kraftwerks 12 verwendet werden (auch Schritt 172 der Fig. 9 ). Es versteht sich, dass Beispiele solcher Betriebsparameter Folgendes aufweisen können: Brennstoffflussrate, Brenntemperatur, eine Position für Einlassleitschaufeln (wenn Leitschaufeln vorhanden sind), einen Dampfdruck, eine Dampftemperatur und eine Dampfflussrate. Ein Leistungsindikator kann dann (bei Schritt 173 der Fig. 9 ) bestimmt werden, indem ein Leistungsmodell 112 der Kraftwerksteuervorrichtung 22 verwendet wird. Der Leistungsindikator kann ein Betriebsmerkmal, wie zum Beispiel Effizienz, des Kraftwerks 12 bereitstellen. Das Leistungsmodell 112 kann konfiguriert sein, um thermodynamische und/oder physikalische Einzelheiten des Kraftwerks 12 sowie die Sollwerte, die von dem Steuerelementemodell 111 bestimmt werden, zu verwenden, um einen Wert eines Betriebsmerkmals des Kraftwerks 112 zu bestimmen. Das Leistungsmodell 112 kann konfiguriert sein, um zusätzliche Informationen zu berücksichtigen, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen, Marktbedingungen, Prozessbedingungen und/oder andere relevante Informationen.

[0061] Zusätzlich kann gemäss bestimmten Aspekten der vorliegenden Erfindung eine Schätzung von Lebenszykluskosten (LCC) des Kraftwerks 12 (bei Schritt 174 der Fig. 9 ) bestimmt werden, wie zum Beispiel mit einem LCC-Modell 113, das in der Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 8 enthalten ist. Das LCC-Modell 113, das ein Computerprogramm oder dergleichen sein kann, kann konfiguriert sein, um physikalische und/oder Kosteninformationen über das Kraftwerk 12 sowie Sollwerte von dem Steuerelementemodell 111 zu verwenden, um geschätzte Lebenszykluskosten des Kraftwerks 12 zu bestimmen. Die Lebenszykluskosten können zum Beispiel Gesamtkosten, Wartungskosten und/oder Betriebskosten des Kraftwerks 12 während seiner Lebensdauer aufweisen. Das LCC-Modell 113 kann zusätzlich konfiguriert werden, um die Resultate des Leistungsmodells 112 zwecks verbesserter Präzision zu berücksichtigen. Das LCC-Modell 113 kann daher die bestimmten Sollwerte des Steuerelementemodells 111 und die Betriebsmerkmale von dem Leistungsmodell 112 sowie andere Informationen nach Wunsch verwenden, um die Lebensdauer des Kraftwerks 12 zu schätzen, sowie wie viel es kosten kann, das Kraftwerk 12 während seiner Lebensdauer zu betreiben und/oder zu warten. Wie oben erwähnt, kann die Lebensdauer eines Kraftwerks in Betriebsstunden und/oder Anzahl von Anfahrvorgängen ausgedrückt werden, und ein gegebenes Kraftwerk hat eine erwartete Lebensdauer, die von einem Hersteller des Kraftwerks bereitgestellt werden kann. Vordefinierte Werte erwarteter Lebensdauer können daher mindestens als ein Ausgangspunkt für das LCC-Modell 113 und/oder eine Verbesserungsmodul 114 verwendet werden.

[0062] Unter Verwenden von Informationen von anderen Ausführungsformen der Erfindung, wie zum Beispiel von Resultaten aus der Bestimmung eines Anfangssollwerts, eines Leistungsindikators und eines geschätzten Lebenszyklus, kann ein Optimierungsproblem für das Kraftwerk 12 (bei Schritt 175) wie unten beschrieben gelöst werden. Ein solches Optimierungsproblem kann mehrere Gleichungen und Variablen aufweisen, die von der gewünschten Tiefe einer Analyse abhängen, und kann eine objektive Funktion aufweisen, die bei Ausführungsformen eine objektive Funktion basierend auf LCC sein kann. Die Lösung kann das Bereitstellen eines verbesserten oder erhöhten Betriebsparameters des Kraftwerks 12 aufweisen, wie zum Beispiel durch Minimieren einer auf LCC basierenden Zielsetzungsfunktion (ebenfalls Schritt 175). Bei Ausführungsformen kann die Lösung des Optimierungsproblems durch ein Verbesserungsmodul 114 der Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 8 ausgeführt werden.

[0063] Aus der Optimierungstheorie ist bekannt, dass eine Zielsetzungsfunktion ein Merkmal oder einen Parameter darstellt, das/der zu optimieren ist, und viele Variablen und/oder Parameter in Abhängigkeit davon, wie das Optimierungsproblem definiert ist, berücksichtigen kann. Bei einem Optimierungsproblem kann eine Zielsetzungsfunktion in Abhängigkeit von dem besonderen Problem und/oder dem Parameter, der durch die Zielsetzungsfunktion dargestellt wird, maximiert oder minimiert werden. Wie oben angegeben, würde zum Beispiel eine Zielsetzungsfunktion, die LCC gemäss Ausführungsformen ausdrückt, minimiert, um mindestens einen Betriebsparameter zu erzeugen, der verwendet wird, um das Kraftwerk 12 derart zu betreiben, dass die LCC so niedrig wie machbar gehalten werden. Ein Optimierungsproblem für das Kraftwerk 12 oder wenigstens eine Zielsetzungsfunktion kann Faktoren wie zum Beispiel Kraftwerkmerkmale, Standortparameter, Kundenspezifikationen, Resultate aus dem Steuerelementemodell 111, Leistungsmodell 112 und/oder LCC-Modell 113, Umgebungsbedingungen, Marktbedingungen und/oder Prozessbedingungen sowie irgendwelche zusätzlichen Informationen, die geeignet sind und/oder gewünscht werden, berücksichtigen. Derartige Faktoren können in Gliedern einer Zielsetzungsfunktion gesammelt werden, so dass eine auf LCC basierende Zielsetzungsfunktion zum Beispiel Wartungskosten und Betriebskosten dargestellt im Laufe der Zeit aufweisen, wobei Zeit ein Vorhersagehorizont basierend auf einer geschätzten Komponentenlebensdauer ist. Es versteht sich, dass komplexe Zielsetzungsfunktionen und/oder Optimierungsprobleme bei Umsetzungen der vorliegenden Erfindung verwendet werden können, da sie jeweils viele oder alle der unterschiedlichen Funktionen und/oder Faktoren, die hier beschrieben sind, aufweisen können.

[0064] Wartungskosten können zum Beispiel durch Modellierungsteile des Kraftwerks 12 bestimmt werden, um Abnutzung basierend auf unterschiedlichen Parametern, wie zum Beispiel der bereits besprochenen, zu schätzen. Es versteht sich, dass ein beliebiger Teil des Kraftwerks 12 zu diesen Zwecken modelliert werden kann. Bei einer praktischen Anwendung könnten jedoch Teile, die mit weniger, grösseren Abschnitten oder weniger ausgewählten Abschnitten des Kraftwerks 12 verbunden sind, modelliert werden, und/oder Konstanten oder Plug-Werte könnten für einige Teile an Stelle von Modellierung verwendet werden. Ungeachtet des Niveaus an Detail, das verwendet wird, ist die Minimierung einer solchen LCC-basierten Zielsetzungsfunktion Teil eines Optimierungsproblems, das für ein gegebenes Kraftwerk aufgrund vieler Faktoren, wie zum Beispiel der oben bereitgestellten, variieren kann und mindestens einen verbesserten oder erhöhten Betriebsparameter des Kraftwerks 12 enthalten kann, wie zum Beispiel in Übereinstimmung mit dem Minimieren der LCC. Zusätzlich erkennt der Fachmann, dass mindestens diesem Optimierungsproblem mindestens eine Beschränkung auferlegt werden kann, wie zum Beispiel eine vorbestimmte Betriebszeit und/oder Stillstandszeit, eine vordefinierte obere und/oder niedrigere Temperatur an verschiedenen Stellen in dem Kraftwerk 12, ein vorbestimmtes Drehmoment, eine vorbestimmte Stromausgabe und/oder andere Auflagen nach Wunsch und/oder Eignung. Ausser wenn anderes angegeben ist, liegt es im Zuständigkeitsbereich des Fachmanns zu bestimmen, welche Beschränkungen für ein gegebenes Optimierungsproblem angewandt werden sollten und auf welche Art. Der Fachmann erkennt ferner Situationen, in welchen zusätzliche Optimierungstheorietechniken angewandt werden können, wie zum Beispiel Hinzufügen einer Schlupfvariablen, um eine durchführbare Lösung für das Optimierungsproblem zu erlauben.

[0065] Es können bekannte Techniken angewandt werden, wie zum Beispiel durch das Verbesserungsmodul 114 (Fig. 8 ), um ein Optimierungsproblem für den Betrieb des Kraftwerks 12 zu lösen. Eine ganzzahlige Programmierung, eine lineare, eine gemischt-ganzzahlige lineare, eine gemischt-ganzzahlige nicht lineare und/oder andere Techniken können je nach Eignung und/oder Wunsch verwendet werden. Zusätzlich, wie man in der beispielhaften Zielsetzungsfunktion sieht, kann das Optimierungsproblem über einen Vorhersagehorizont, der eine Reihe von Werten für mindestens einen Betriebsparameter des Kraftwerks 12 bereitstellt, gelöst werden. Während die Verbesserung oder Erhöhung über einen relativ kurzen Vorhersagehorizont, wie zum Beispiel 24 Stunden, oder sogar in der Grössenordnung von Minuten ausgeführt werden kann, kann in Abhängigkeit von einer gewünschten Analysetiefe das Verbesserungsmodul 114 (Fig. 8 ) einen längeren Vorhersagehorizont verwenden, wie zum Beispiel bis zu einer geschätzten Lebensdauer des Kraftwerks 12. Bei Ausführungsformen können Anfangssollwerte bestimmt werden, wie zum Beispiel durch das Steuerelementemodell 111 (Fig. 8 ) als Reaktion auf und/oder als Teil der Lösung des Optimierungsproblems eingestellt werden, um einen verbesserten oder erhöhten oder optimierten Sollwert zu ergeben. Zusätzlich kann Iteration beim Bestimmen eines Anfangssollwerts, Bestimmen eines Werts eines Leistungsindikators, Bestimmen geschätzter LCC und Verbessern oder Erhöhen (bei den Schritten 172-175 der Fig. 9 ) verwendet werden, um Resultate zu verfeinern und/oder Steuersollwerte des Kraftwerks 12 zu verbessern oder erhöhen.

[0066] Wie beschrieben wird, kann ein Angebotskurvenabschnitt 180 eine Angebotskurve oder einen Satz von Angebotskurven erzeugen, wofür zuvor in Zusammenhang mit Fig. 7 ein Beispiel gezeigt wurde. In der Kraftwerksteuervorrichtung 22 können Steuerinformationen 115 von einem Angebotskurvenmodul 120 von dem Steuermodul 110 und/oder Datenquellen 26 empfangen werden (bei Schritt 181 der Fig. 9 ). Gemäss bestimmten Ausführungsformen weisen die Steuerinformationen 115 Folgendes auf: Steuersollwerte, Leistung, Umgebungsbedingungen und/oder Marktbedingungen. Diese Informationen können auch als «As-Run»-Informationen bekannt sein. Zusätzlich können eine Umgebungsbedingungsprognose 121 und/oder Marktbedingungsprognosen 122 (bei Schritt 182) empfangen werden. Gemäss bestimmten Ausführungsformen kann eine Datenbank 123 enthalten sein und aktuelle Informationen, «As-Run»-Informationen und/oder historische Informationen lokal speichern, darunter irgendwelche oder alle Umgebungsbedingungen, Marktbedingungen, Kraftwerkleistungsinformationen, Angebotskurven, Steuersollwerte und/oder irgendwelche andere Informationen, die geeignet sein können. Die Datenbank 123 kann verwendet werden, um Informationen bereitzustellen, um den Betrieb des Kraftwerks 12 zu simulieren (bei Schritt 183), wie zum Beispiel mit einem Offline-Modell 124 des Kraftwerks 12.

[0067] Das Offline-Modell 124 kann ein ähnliches Modell wie das Steuerelementemodell 111 aufweisen, kann aber auch zusätzliche Modellierungsinformationen aufweisen. Das Offline-Modell 124 kann zum Beispiel Abschnitte oder das komplette Steuerelementemodell 111, Leistungsmodell 112, LCC-Modell 113 und/oder zusätzliche Modellierungsinformationen enthalten. Durch Ausführen des Offline-Modells 124 mit Sollwerten und/oder Informationen aus dem Verbessern oder Erhöhen der LCC, kann Ausgabe des Offline-Modells 124 verwendet werden, um Schätzungswerte für die Kosten der Stromproduktion für jedes Zeitintervall in einem Vorhersagehorizont und für unterschiedliche Stromausgabewerte des Kraftwerks 12 zu bestimmen, um eine oder mehrere Angebotskurven 125 (bei Schritt 184) zu erzeugen, die der Zuteilungsbehörde 24 (bei Schritt 185) gesendet oder anderswie bereitgestellt werden. Das Offline-Modell 124 kann irgendwelche geeigneten Informationen verwenden, wie zum Beispiel historische, aktuelle und/oder prognostizierten Informationen, um geschätzte Betriebskosten und/oder Bedingungen des Kraftwerks 12 zu bestimmen. Zusätzlich kann das Offline-Modell 124 bei Ausführungsformen (bei Schritt 186) zum Beispiel durch ein Modellabstimmmodul 126 abgestimmt werden. Das Abstimmen kann zum Beispiel das periodische Einstellen von Parametern für das Offline-Modell 124 basierend auf Informationen aufweisen, die von anderen Teilen der Kraftwerksteuervorrichtung 22 empfangen und/oder bereitgestellt werden, um den aktuellen Betrieb des Kraftwerks 12 besser wiederzugeben, um den Betrieb des Kraftwerks 12 besser zu simulieren. Für einen gegebenen Satz von Betriebsparametern kann die Kraftwerksteuervorrichtung 12, falls sie eine aktuelle Prozessbedingung beobachtet, die sich davon unterscheidet, was das Offline-Modell 124 vorhergesagt hatte, das Offline-Modell 124 entsprechend ändern.

[0068] Zusätzlich zu den Angebotskurven 125 von dem Kraftwerk 12a, wie veranschaulicht, kann die Zuteilungsbehörde 24 Angebotskurven 125 von anderen Kraftwerken 12b, die sie steuert, empfangen. Die Zuteilungsbehörde 24 kann die Angebotskurven 125 beurteilen und eine Zuteilungsplanung erzeugen, um Last auf dem Stromsystem 10 anzupassen. Die Zuteilungsbehörde 24 kann zusätzlich prognostizierte Umgebungsbedingungen, eine Lastprognose und/oder andere Informationen nach Eignung und/oder Wunsch berücksichtigen, die sie von unterschiedlichen lokalen oder entfernten Datenquellen 26, zu welchen sie Zugang hat, empfangen kann. Wie veranschaulicht, weist die Zuteilungsplanung, die von der Zuteilungsbehörde 24 erzeugt wird, ein Steuersignal für das Kraftwerk 12 auf, das eine Ziellast 128 aufweist, auf das die Kraftwerksteuervorrichtung 22 wie oben beschrieben reagieren kann.

[0069] Es versteht sich, dass das Einschliessen der Lebenszykluskostenbetrachtungen, wie hier beschrieben, dazu dienen kann, den Geltungsbereich und die Präzision der Kraftwerkmodelle, die in dem Optimierungsprozess verwendet werden, zu erhöhen und dabei Verbesserungen an der Vorgehensweise zu ermöglichen. Angebotskurven 125, wie oben beschrieben, können variable Kosten darstellen (gemessen in Dollar pro Megawattstunde im Vergleich zu Kraftwerkausgabe in Megawatt). Die Angebotskurven 105 und 20 können eine inkrementelle variable Kostenangebotskurve und eine mittlere variable Kostenangebotskurve aufweisen. Wie man sieht, können Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung präzise Beurteilungen variable Kosten über ihre erzeugten Angebotskurven 125 bereitstellen. Unter Verwendung von Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung hat sich herausgestellt, dass inkrementelle variable Kostenangebotskurven aktuelle inkrementelle variable Kostenkurven sehr nahe vorhersagen, während sich herausgestellt hat, dass durchschnittliche variable Kostenangebotskurven aktuelle durchschnittliche variable Kostenkurven sehr nahe vorhersagen. Die Präzision der Angebotskurven, die von Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung erzeugt werden, gibt an, dass die verschiedenen Modelle, die in der Kraftwerksteuervorrichtung 22 der Fig. 8 verwendet werden, ein angemessen repräsentatives Modell für die dargelegten Zwecke bereitstellen.

[0070] Unter Bezugnahme auf die Fig. 10 bis 12 werden andere Aspekte der vorliegenden Erfindung unter Bezugnahme auf und inklusive bestimmter Systeme und Verfahren, die oben bereitgestellt sind, beschrieben. Fig. 10 ist ein Datenflussdiagramm, das eine Architektur für ein Kraftwerkoptimierungssystem 200 vorführt, die in einem Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus, das Gas- und Dampfturbinensysteme hat, verwendet werden kann. Bei der bereitgestellten Ausführungsform weist ein System 200 Überwachungs- und Steuerinstrumente 202, 204, wie zum Beispiel Sensoren und Stellantriebe, die oben besprochen sind, jeweils kombiniert mit dem Gasturbinensystem 202 und dem Dampfturbinensystem 204 auf. Jedes der Überwachung- und Steuerinstrumente 202, 204 kann Signale, die gemessene Betriebsparameter angeben, zu einer Kraftwerksteuervorrichtung 208 übertragen. Die Kraftwerksteuervorrichtung 208 empfängt die Signale, verarbeitet die Signale in Übereinstimmung mit vorbestimmten Algorithmen, und überträgt Steuersignale zu den Überwachungs- und Steuerinstrumenten 202, 204, um Änderungen an Kraftwerkbetrieben zu beeinflussen.

[0071] Die Kraftwerksteuervorrichtung 208 bildet eine Schnittstelle mit einem Datenerfassungsmodul 210. Das Datenerfassungsmodul 210 kann in Verbindung mit einer Datenbank/einem Geschichtsschreiber 212, der Archivdaten zur zukünftigen Bezugnahme und Analyse wartet, gekoppelt sein. Ein Wärmebilanzmodul 214 kann Daten von dem Datenerfassungsmodell 210 und der Datenbank/dem Geschichtsschreiber 212 wie gefordert empfangen, um Algorithmen zu verarbeiten, die ein Massen- und Energiebilanzmodell des Kraftwerks abstimmen, um gemessene Daten so nahe wie möglich zu entsprechen. Diskrepanzen zwischen dem Modell und den gemessenen können Fehler in den Daten angeben. Es versteht sich, dass ein Leistungsmoduls 216 Kraftwerkausstattungsmodelle verwenden, um die erwartete Leistung der Kraftwerkhauptkomponenten und Ausstattung vorherzusagen. Der Unterschied zwischen erwarteter und aktueller Leistung kann eine Verschlechterung des Zustands der Kraftwerkausstattung, Teile und Komponenten darstellen, wie zum Beispiel, ohne darauf beschränkt zu sein, Verschmutzung, Verkalkungskorrosion und Bruch. Gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung kann das Leistungsmodul 216 Verschlechterung mit der Zeit mitverfolgen, so dass Leistungsprobleme, die den signifikantesten Effekt auf die Kraftwerkleistung haben, identifiziert werden.

[0072] Wie veranschaulicht, kann ein Optimierermodul 218 enthalten sein. Das Optimierermodul 218 kann eine Methodologie zum Optimieren einer wirtschaftlichen Zuteilung des Kraftwerks aufweisen. Gemäss Ausführungsformen kann das Kraftwerk zum Beispiel basierend auf Wärmeaufwandskoeffizient oder inkrementellem Wärmeaufwandskoeffizient gemäss der Annahme zugeteilt werden, dass der Wärmeaufwandskoeffizient gleich finanziellen Ressourcen ist. Bei einem alternativen Szenario, bei dem das Kraftwerk einen zusätzlichen Herstellungsprozess (nicht gezeigt) aufweist, bei dem Dampf direkt verwendet wird (das heisst, bei dem erzeugter Dampf von der Stromerzeugung in der Dampfturbine zu einem anderen Herstellungszweck umgeleitet wird), versteht sich, dass das Optimierermodul 218 ein Optimierungsproblem lösen kann, wobei eine Komponente mit einem höheren Wärmeaufwandskoeffizienten zugeteilt werden kann. In bestimmten Situationen kann zum Beispiel eine Dampfnachfrage eine Elektrizitätsnachfrage übertreffen, oder die Elektrizitätsausgabe kann durch Anforderungen des elektrischen Systems eingeschränkt sein. In solchen Fällen kann das Zuteilen einer Gasturbine mit niedrigerer Effizienz es erlauben, höhere Wärme zu gewinnen, ohne die Stromausgabe über eine Grenze hinaus zu erhöhen. Bei solchen Szenarien ist das Zuteilen der Komponente mit einem höheren Wärmeaufwandskoeffizienten die wirtschaftlich optimierte Alternative.

[0073] Das Optimierermodul 218 kann zwischen einem Online-(automatischen) und einem Offline- (manuellen) Modus auswählbar sein. Bei dem Onlinemodus berechnet der Optimierer 218 automatisch aktuelle Kraftwerk-Wirtschaftsparameter, wie zum Beispiel Kosten der erzeugten Elektrizität, inkrementelle Kosten an jedem Erzeugungsniveau, Kosten. des Prozessdampfs und Kraftwerkbetriebsprofit mit einer vorbestimmten Periodizität, zum Beispiel in Echtzeit oder einmal alle fünf Minuten. Ein Offlinemodus kann verwendet werden, um konstante Leistung zu simulieren, «Was-wenn»-Szenarien zu analysieren, Budget und Upgrade-Optionen zu analysieren und aktuelle Stromerzeugungskapazität, Ziel-Wärmeaufwandskoeffizient, Korrektur des aktuellen Kraftwerkbetriebs analysieren, um Bedingungen, Auswirkung betrieblicher Beschränkungen und Wartungsaktionen sowie Brennstoffverbrauch vorherzusagen. Der Optimierer 218 berechnet eine gewinnoptimierte Ausgabe für das Kraftwerk basierend auf wirtschaftlichen Echtzeit-Kostendaten, Ausgabepreisen, Lastniveaus und Ausstattungsverschlechterung statt auf Ausgabe, die auf Effizienz basiert, indem Kraftwerk-Wärmebilanzen mit einem finanziellen Modell des Kraftwerks kombiniert werden. Der Optimierer 218 kann abgestimmt werden, um die Verschlechterung jeder Komponente einzeln abzustimmen, und kann eine Beratungsausgabe 220 erzeugen und/oder kann eine geschlossene Feedbackschleifensteuerausgabe 222 erzeugen. Die Beratungsausgabe 220 empfiehlt den Betreibern, wo sie kontrollierbare Parameter des Kraftwerks einstellen sollen, um jede Kraftwerkkomponente zu optimieren, um das Maximieren der Rentabilität zu erleichtern. Bei der beispielhaften Ausführungsform ist die Beratungsausgabe 220 ein Computeranzeigebildschirm, der kommunizierend mit einem Computer, der das Optimierermodul 218 ausführt, gekoppelt ist. Bei einer alternativen Ausführungsform ist die Beratungsausgabe ein Anzeigebildschirm einer entfernten Workstation, wobei die Workstation auf das Optimierermodul 218 durch ein Netzwerk zugreift. Die geschlossene Feedback-Schleifensteuerausgabe 222 kann Daten von dem Optimierermodul 218 empfangen und berechnet optimierte Sollwerte und/oder Rückkopplungseinstellungen für die Module des Systems 200, um Echtzeit-Feedbacksteuerung umzusetzen.

[0074] Fig. 11 ist ein vereinfachtes Blockschaltbild eines Echtzeit-Wärmekraftwerk-Optimierungssystems 230, das gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung ein Serversystem 231 und mehrere Client-Subsysteme aufweist, die auch Client-Systeme 234 genannt werden, die kommunizierend mit dem Serversystem 231 gekoppelt sind. Wie hier verwendet, verweist Echtzeit auf Ergebnisse, die in einer im Wesentlichen kurzen Zeitspanne nach den Eingaben, die das Ergebnis beeinflussen, zum Beispiel Computerberechnungen, auftreten. Die Zeitspanne stellt die Menge an Zeit zwischen zwei Iterationen einer regelmässig wiederholten Aufgabe dar. Solche wiederholte Aufgaben können hier periodische Aufgaben oder Zyklen genannt werden. Die Zeitspanne ist ein Konzeptionsparameter des Echtzeitsystems, der basierend auf der Bedeutung des Ergebnisses und/oder der Fähigkeit des Systems, das die Verarbeitung der Eingaben umsetzt, das Ergebnis zu erzeugen, ausgewählt werden kann. Zusätzlich treten Ereignisse, die in Echtzeit auftreten, ohne wesentliche beabsichtigte Verzögerung auf. Bei der beispielhaften Ausführungsform können Berechnungen in Echtzeit mit einer Periodizität von einer Minute oder weniger aktualisiert werden. Client-Systeme 234 können Computer sein, die einen Webbrowser aufweisen, so dass das Serversystem 231 für Client-Systeme 234 über das Internet oder ein anderes Netzwerk zugänglich ist. Client-Systeme 234 können mit dem Internet durch viele Schnittstellen zusammengeschaltet sein. Client-Systeme 234 könnten irgendeine Vorrichtung sein, die fähig ist, mit dem Internet zusammengeschaltet zu werden. Ein Datenbankserver 236 ist mit einer Datenbank 239, die Informationen in Zusammenhang mit mehreren Themen, wie unten ausführlicher beschrieben, enthält, verbunden. Bei einer Ausführungsform ist eine zentralisierte Datenbank 239, die Aspekte von Datenquellen 26, die oben besprochen sind, aufweist, auf einem Serversystem 231 gespeichert und ist für potentielle Benutzer an einem der Client-Systeme 234 durch Anmelden bei dem Serversystem 231 durch die Client-Systeme 234 zugänglich. Bei einer alternativen Ausführungsform ist die Datenbank 239 von dem Serversystem 231 entfernt gespeichert und kann nicht zentralisiert sein.

[0075] Gemäss Aspekten der vorliegenden Erfindung können bestimmte der Steuerverfahren, die oben besprochen sind, zum Gebrauch gemeinsam mit Systemdiagrammen der Fig. 10 und 11 entwickelt werden. Ein Verfahren weist zum Beispiel das Simulieren von Kraftwerkleistung unter Verwenden eines Kraftwerkleistungsmoduls eines Softwarecodesegments, das Kraftwerk-Überwachungsinstrumentdaten empfängt, auf. Die Daten können durch ein Netzwerk von einer Kraftwerksteuervorrichtung oder einer Datenbank/einem Geschichtsschreiber-Softwareprogramm, das auf einem Server läuft, empfangen werden. Irgendwelche zusätzliche Kraftwerkkomponenten, wie zum Beispiel ein Einlasskonditionierungssystem oder HRSG-Rohrbefeuerungssystem, können auf eine ähnliche Art wie die simuliert werden, die zum Simulieren der Kraftwerkleistung verwendet wird. Das Bestimmen der Leistung jeder Kraftwerkkomponente auf dieselbe Art erlaubt es, das gesamte Kraftwerk als ein einziges Kraftwerk zu behandeln, um optimierte Sollwerte für das Kraftwerk zu bestimmen, statt solche Sollwerte für jede Komponente getrennt zu bestimmen. Messbare Mengen für jede Kraftwerkkomponente können derart parametrisiert werden, dass sie Ausgabe- oder Kraftwerkeffizienz auf einer Komponente nach Komponentenbasis ausdrücken. Das Parametrieren von Kraftwerkausstattung und Kraftwerkleistung weist das Berechnen von Effizienz für Komponenten auf, wie zum Beispiel, ohne auf sie beschränkt zu sein, einen Gasturbinenverdichter, eine Gasturbine, einen Wärmerückgewinnung-Dampfgenerator (HRSG), ein Sauggebläse, einen Kühlturm, einen Kondensator, einen Speisewassererhitzer, einen Verdampfer, einen Entspannungsbehälter usw. Auf ähnliche Art versteht sich, dass die Wärmeaufwandskoeffizient- und Leistungsberechnungen parametrisiert werden können, und dass die resultierenden gleichzeitigen Gleichungen in Echtzeit gelöst werden, so dass die berechneten Ergebnisse ohne absichtliche Verzögerung ab der Zeit, in der jeder Parameter abgetastet wurde, verfügbar sind. Das Lösen parametrisierter gleichzeitiger Gleichungen und Beschränkungen kann auch das Bestimmen einer aktuellen Wärmebilanz für das Kraftwerk, das Bestimmen einer erwarteten Leistung unter Verwenden vorhandener Beschränkungen für den Betrieb des Kraftwerks aufweisen, wie zum Beispiel, ohne auf sie beschränkt zu sein, Regelreserveerfordernisse, Stromsystemnachfrage, Wartungsaktivitäten, Frischwassernachfrage und Komponentenausfälle. Das Lösen parametrisierter Gleichungen und Beschränkungen kann auch das Bestimmen von Parametern aufweisen, um die aktuelle Wärmebilanz derart einzustellen oder zu ändern, dass eine zukünftige Wärmebilanz gleich der bestimmten erwarteten Leistung ist. Als eine alternative Ausführungsform weist das Lösen parametrisierter gleichzeitiger Gleichungen und Beschränkungen das Bestimmen von Einlassbedingungen in das Kraftwerk, das Vorhersagen einer Ausgabe des Kraftwerks basierend auf den bestimmten Einlassbedingungen, und ein vorbestimmtes Modell des Kraftwerks, das eine aktuelle Ausgabe des Kraftwerks bestimmt, Vergleichen der vorhergesagten Ausgabe mit der bestimmten Ausgabe und Einstellen der Kraftwerksparameter, bis die bestimmte Ausgabe gleich der vorhergesagten Ausgabe ist, auf. Bei beispielhaften Ausführungsformen weist das Verfahren auch das Korrelieren steuerbare Kraftwerkparameter, Kraftwerksausstattung und Kraftwerksleistung unter Verwenden parametrisierter Gleichungen, das Definieren der Zielsetzung der Optimierung unter Verwenden einer Zielsetzungsfunktion, die das Minimieren des Wärmeaufwandskoeffizienten des Kraftwerks aufweist, und/oder das Maximieren des Gewinns des Kraftwerks und Definieren des physikalisch möglichen Betriebsbereichs jedes einzelnen Ausstattungsteils und/oder Gesamtgrenzen unter Verwenden von Beschränkungen, wobei die Gesamtgrenzen maximale Stromproduktion, maximalen Brennstoffverbrauch usw. aufweisen, auf.

[0076] Fig. 12 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens 250 zum Lösen parametrisierter gleichzeitiger Gleichungen und Beschränkungen gemäss der vorliegenden Erfindung. Das Verfahren 250 weist das Bestimmen (bei 252) einer aktuellen Wärmebilanz für das Kraftwerk, das Bestimmen (bei 254) einer erwarteten Leistung unter Verwenden aktueller Beschränkungen für den Betrieb, und das Bestimmen (bei 256) von Parametern zum Einstellen auf, um die aktuelle Wärmebilanz derart zu ändern, dass eine zukünftige Wärmebilanz gleich der bestimmten erwarteten Leistung ist. Das Verfahren 250 weist auch das Bestimmen 258 von Einlassbedingungen in das Kraftwerk, das Vorhersagen 260 eine Ausgabe des Kraftwerks basierend auf den bestimmten Einlassbedingungen und einem vorbestimmten Modell des Kraftwerks, das Bestimmen 262 eine aktuellen Ausgabe des Kraftwerks, das Vergleichen 264 der vorhergesagten Ausgabe mit der bestimmten Ausgabe und das Einstellen 266 von Kraftwerkparametern, bis die bestimmte Ausgabe gleich der vorhergesagten Ausgabe ist, auf. Es versteht sich, dass das beschriebene Verfahren und Systeme, die in Verbindung mit den Fig. 10 und 11 besprochen werden, ein kosteneffizientes und zuverlässiges Mittel zum Optimieren von Kraftwerken mit kombiniertem Zyklus bereitstellt.

[0077] Unter Bezugnahme auf die Fig. 13 bis 16 wird den mehreren Flussdiagrammen und Systemkonfigurationen, die die Steuermethodologie gemäss bestimmten Aspekten der vorliegenden Erfindung veranschaulichen, Aufmerksamkeit geschenkt. Im Allgemeinen kann gemäss einer beispielhaften Ausführungsform ein Steuersystem für eine Wärmeerzeugungseinheit, wie zum Beispiel das Gasturbinensystem, oder ein Kraftwerk erste und zweite Instanzen eines Modells aufweisen, das den Betrieb der Turbine modelliert, wie zum Beispiel durch Verwenden von Modellen basierend auf Physik oder mathematisches Modellieren (zum Beispiel Transferfunktionen usw.). Das erste Modell (das auch das «Primärmodell» genannt werden kann), kann vorhandene Betriebsparameter des Gasturbinensystems bereitstellen, die die Betriebsart der Turbinen und Betriebsbedingungen, die ihr entsprechen, beschreiben. Wie hier verwendet, verweist «Parameter» auf Elemente, die verwendet werden können, um die Betriebsbedingungen der Turbine zu definieren, wie zum Beispiel, ohne auf sie beschränkt zu sein, Temperaturen, Drücke, Gasflüsse an bestimmten Stellen in der Turbine, und Verdichter-, Brennkammer- und Turbineneffizienzniveaus usw. Leistungsparameter können auch «Modellkorrekturfaktoren» genannt werden, die auf Faktoren verweisen, die verwendet werden, um das erste oder das zweite Modell einzustellen, so dass es den Betrieb der Turbine wiedergibt. Eingaben zu dem ersten Modell können erfasst oder gemessen und von einem betreibbar bereitgestellt werden. Zusätzlich zu aktuellen Leistungsparametern kann das Verfahren der vorliegenden Erfindung das Empfangen oder andersartige Erhalten von Informationen zu externen Faktoren oder Störvariablen aufweisen, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen, die sich auf den aktuellen oder zukünftigen Betrieb des Gasturbinensystems auswirken können.

[0078] Das zweite Modell (hier auch ein «Sekundärmodell» oder ein «Vorhersagemodell» genannt) wird erzeugt, um einen oder mehrere Betriebsparameter, wie zum Beispiel gesteuerte Variablen, des Gasturbinensystems zu identifizieren oder vorherzusagen, wobei die vorliegenden Betriebsparameter berücksichtigt werden, wie zum Beispiel manipulierte Variablen, und die eine oder mehreren Störvariablen. Beispielhafte Betriebsparameter der Turbine weisen folgende auf, ohne auf sie beschränkt zu sein, nämlich aktuelle Turbinenbetriebsbedingungen, wie zum Beispiel Abgastemperatur, Turbinenausgabe, Verdichterdruckverhältnisse, Wärmeaufwandskoeffizient, Emissionen, Brennstoffverbrauch, erwartete Einkünfte und dergleichen. Dieses zweite oder vorhersagende Modell kann daher verwendet werden, um Turbinenverhalten bei bestimmten Betriebssollwerten, Leistungszielsetzungen oder Betriebsbedingungen, die von den vorliegenden Betriebsbedingungen unterschiedlich sind, anzugeben oder vorherzusagen. Wie hier verwendet, verweist der Begriff «Modell» im Allgemeinen auf das Modellieren, Simulieren, Vorhersagen oder Angeben basierend auf der Ausgabe des Modells. Es versteht sich, dass, obwohl der Begriff «zweites Modell» hier verwendet wird, in einigen Fällen kein Unterschied zwischen der Formulierung des ersten und des zweiten Modells besteht, so dass das «zweite Modell» das Ausführen des ersten Modells mit eingestellten Parametern oder zusätzlicher oder unterschiedlicher Eingabe darstellt.

[0079] Durch Modellieren des Turbinenbetriebsverhaltens unter Verwenden des zweiten oder vorhersagenden Modells, das externe Faktoren und/oder unterschiedliche Betriebsbedingungen berücksichtigt, kann die Turbinensteuerung folglich eingestellt werden, um unter diesen verschiedenen Betriebsbedingungen oder angesichts der unerwarteten externen Faktoren effizienter zu arbeiten. Dieses System erlaubt daher automatisierte Turbinensteuerung basierend auf modelliertem Verhalten und Betriebsmerkmalen. Zusätzlich erlaubt das beschriebene Modellierungssystem das Schaffen von vom Betreiber spezifizierten Szenarien, Eingaben, Betriebspunkten, Betriebszielsetzungen und/oder Betriebsbedingungen, um Turbinenverhalten und Betriebsmerkmale unter diesen vom Betreiber spezifizierten Bedingungen vorherzusagen. Das Vorhersagen derartiger hypothetischer Szenarien erlaubt es Betreibern, fundiertere Steuer- und Betriebsentscheidungen zu treffen, wie zum Beispiel Planung, Laden, Abregeln usw. Wie hier verwendet, betrifft der Begriff «Betriebspunkte» im Allgemeinen Betriebspunkte, Bedingungen und/oder Zielsetzungen und bezweckt nicht, begrenzend zu sein. Ein Betriebspunkt kann daher eine Zielsetzungen oder einen Sollwert betreffen, wie zum Beispiel Grundlast, Abregelpunkt, Peak Fire und dergleichen.

[0080] Ein beispielhafter Gebrauch des beschriebenen Turbinenmodellierungssystems weist das Einstellen des Turbinenbetriebs zum Erfüllen von Netzverträglichkeitsanforderung auf, während noch bei den effizientesten Niveaus betrieben wird. Regionale Netzaufsichtsbehörden schreiben typischerweise Forderungen vor, dass Kraftwerke fähig sein müssen, ein Netzwerk während Frequenzstörungen zu unterstützen. Das Unterstützen des Netzwerks während Störungen involviert das Erhöhen oder Verringern der Turbinenlast unter bestimmten Bedingungen, in Abhängigkeit von dem Zustand des Netzwerks. Während einer Störung wird zum Beispiel von einem Kraftwerk erwartet, dass es seine Stromerzeugungsausgabe erhöht (zum Beispiel um bis zu 2 %), um andere Versorgungsausfälle zu kompensieren. Der Turbinenbetrieb beschränkt daher typischerweise den Grundlastpunkt, um es zu erlauben, dass die Turbine mit einem gedeckten Ausgabeniveau (auch die «Reservemarge» genannt) betrieben wird, so dass die erhöhte Last bei Bedarf bereitgestellt werden kann, ohne dass der zusätzliche Wartungsfaktor, der mit Überfeuern verbunden ist, anfällt. Als ein Beispiel kann die Reservemarge 98 % dessen betragen, was die Grundlast typischerweise wäre, so dass das Erhöhen der Last zum Berücksichtigen von Netzwerkanforderungen (zum Beispiel Erhöhen um 2 %) erlaubt wird, ohne die Grundlast von 100 % zu überschreiten. Unerwartete externe Faktoren, wie zum Beispiel Temperatur, Feuchtigkeit oder Druck können sich jedoch negativ auf die Turbineneffizienz auswirken. Mit zunehmender Hitze des Tages kann eine Turbine diese 2 % Reserve nicht haben, die sie benötigt, weil Hitze die Turbine veranlasst hat, weniger effizient zu arbeiten, und die Turbine diese 100-%-ige Last nicht wie ursprünglich geplant erreichen kann. Zum Kompensieren veranlassen herkömmliche Wärmeaufwandskoeffizientenkurven Betrieb der Turbine in einem effizienteren Zustand während des gesamten Tags angesichts des möglichen Maschineneffizienzverlusts (zum Beispiel bei 96 % usw.). Das hier beschriebene Turbinenmodellierungssystem erlaubt jedoch das Modellieren des Turbinenverhaltens in Echtzeit gemäss den aktuellen externen Faktoren (zum Beispiel Temperatur, Feuchtigkeit, Druck usw.) und daher das Steuern des Turbinenbetriebs, um angesichts der aktuellen Umgebungsbedingungen effizient zu arbeiten. Auf ähnliche Art kann zukünftiges Turbinenverhalten derart vorhergesagt werden, dass Turbinenverhalten als Reaktion auf die Wärmeschwankungen eines Tags vorhergesagt wird, was es der Turbinenbetriebsplanung erlaubt, den effizientesten und wirtschaftlich vertretbaren Betrieb zu erzielen. Als ein anderes Beispiel treffen Kraftwerke typischerweise Entscheidungen in Zusammenhang mit dem Abschalten von Gasturbinen während der Nacht oder des einfachen Verringerns des Ausgabeniveaus (zum Beispiel Abregeln). Turbinenbetriebsmerkmale, wie zum Beispiel Emissionen, Abgastemperatur und dergleichen wirken sich auf diese Entscheidung aus. Durch Verwenden des hier beschriebenen Turbinenmodellierungssystems können Entscheidungen auf einer intelligenteren Grundlage getroffen werden, und zwar entweder zuvor oder in Echtzeit oder Fast-Echtzeit. Externe Faktoren und erwartete Turbinenbetriebsparameter können zu dem zweiten Modell geliefert werden, um zu bestimmen, was die Turbinenbetriebsparameter wären. Die modellierten Merkmale können daher verwendet werden, um zu bestimmen, ob eine Turbine in Anbetracht dieser Merkmale abgeschaltet oder abgeregelt werden sollte (zum Beispiel Effizienz, Emissionen, Kosten usw.).

[0081] Als noch ein anderes Beispiel kann ein Turbinenmodellierungssystem verwendet werden, um den Nutzen des Ausführens von Turbinenwartung in einem gegebenen Zeitpunkt zu beurteilen. Das Turbinenmodellierungssystem der vorliegenden Erfindung kann verwendet werden, um die Betriebsmerkmale der Turbine bei ihren aktuellen Fähigkeiten basierend auf aktuellen Leistungsparametern zu modellieren. Dann kann ein vom Betreiber spezifiziertes Szenario erzeugt werden, das die Betriebsmerkmale der Turbine, falls Wartung ausgeführt wird (zum Beispiel Verbessern der Leistungsparameterwerte, um einen erwarteten Leistungsschub zu zeigen), modelliert. Während sich Turbinen im Laufe der Zeit verschlechtern, geben die Leistungsparameter die Maschinenverschlechterung wieder. In einigen Fällen kann Wartung ausgeführt werden, um diese Leistungsparameter und daher die Betriebsmerkmale der Turbine zu verbessern. Durch Modellieren oder Vorhersagen der verbesserten Betriebsmerkmale kann eine Kosten-Nutzen-Analyse ausgeführt werden, um den Nutzen, der durch Ausführen der Wartung erzielt werden kann, mit den entstehenden Kosten zu vergleichen.

[0082] Fig. 13 veranschaulicht ein beispielhaftes System 300, das zum Modellieren von Turbinenbetriebsverhalten verwendet werden kann. Gemäss dieser Ausführungsform wird ein Kraftwerk 302 bereitgestellt, das eine Gasturbine aufweist, die einen Verdichter und eine Brennkammer hat. Eine Einlassleitung zu dem Verdichter führt Umgebungsluft und möglicherweise in den Verdichter injiziertes Wasser zu. Die Konfiguration der Einlassleitung trägt zu einem Druckverlust von Umgebungsluft, die in den Verdichter strömt, bei. Eine Abgasleitung für das Kraftwerk 302 leitet Verbrennungsgase von dem Auslass des Kraftwerks 302 zum Beispiel durch Emissionskontrolle und Schall absorbierende Vorrichtungen. Die Menge an Einlassdruckverlust und Gegendruck kann mit der Zeit aufgrund des Hinzufügens von Komponenten zu den Einlass- und Abgasleitungen und aufgrund von Verstopfen der Einlass- und Abgasleitungen variieren.

[0083] Der Betrieb des Kraftwerks 302 kann von einem oder mehreren Sensoren überwacht werden, die eine oder mehrere beobachtbare Bedingungen oder Betriebs- oder Leistungsparameter des Kraftwerks 302 erfassen. Zusätzlich können externe Faktoren, wie zum Beispiel die Umgebung von einem oder mehreren Sensoren gemessen werden. In vielen Fällen können zwei oder drei redundante Sensoren ein und denselben Parameter messen. Gruppen redundanter Temperatursensoren können zum Beispiel Umgebungsluft, die das Kraftwerk 302 umgibt, die Verdichterauslasstemperatur, die Turbinenabgastemperatur sowie andere Temperaturen in dem Kraftwerk 302 überwachen. Auf ähnliche Art können Gruppen redundanter Drucksensoren den Umgebungsdruck und die statischen und dynamischen Druckniveaus an dem Verdichtereinlass und -auslass, dem Turbinenabgas und anderen Stellen in der Maschine überwachen. Gruppen redundanter Feuchtigkeitssensoren können Umgebungsfeuchtigkeit in der Einlassleitung des Verdichters messen. Gruppen redundanter Sensoren können auch Strömungssensoren, Geschwindigkeitssensoren, Flammenmeldersensoren, Ventilpositionssensoren, Leitschaufel-Winkelsensoren oder dergleichen umfassen, die unterschiedliche Parameter, die für den Betrieb des Kraftwerks 302 relevant sind, erfassen. Ein Brennstoffsteuersystem kann den Brennstoff regulieren, der von einem Brennstoffvorrat zu der Brennkammer fliesst. Die Brennstoffsteuervorrichtung kann auch den Brennstofftyp für die Brennkammer auswählen.

[0084] Wie erwähnt, betrifft «Betriebsparameter» Elemente, die verwendet werden können, um die Betriebsbedingungen des Turbinensystems zu definieren, wie zum Beispiel Temperaturen, Drücke, Verdichterdruckverhältnis, Gasflüsse an definierten Stellen in der Turbine, Lastsollwert, Brenntemperatur, sowie eine oder mehrere Bedingungen, die dem Niveau der Verschlechterung der Turbine oder des Verdichters und/oder dem Niveau der Effizienz der Turbine oder des Verdichters entsprechen. Derartige Parameter werden direkt gemessen. Andere Parameter werden von den Turbinenmodellen geschätzt oder sind indirekt bekannt. Noch andere Parameter können hypothetische oder zukünftige Bedingungen darstellen und können von dem Kraftwerkbetreiber definiert werden. Die gemessenen und geschätzten Parameter können verwendet werden, um gegebene Turbinenbetriebs zustände darzustellen. Wie hier verwendet, sind «Leistungsindikatoren» Betriebsparameter, die von Werten bestimmter gemessener Betriebsparameter abgeleitet werden und ein Leistungskriterium für den Betrieb des Kraftwerks während einer definierten Zeitspanne darstellen. Leistungsindikatoren weisen zum Beispiel den Wärmeaufwandskoeffizienten, das Ausgabeniveau usw. auf.

[0085] Wie in Fig. 13 veranschaulicht, weist das System 300 eine oder mehrere Steuervorrichtungen 303a, 303b, auf, die jeweils ein Computersystem sein können, das einen oder mehrere Prozessoren hat, die Programme ausführen, um den Betrieb eines Kraftwerks oder einer Erzeugungseinheit 302 zu steuern. Obwohl Fig. 13 zwei Steuervorrichtungen veranschaulicht, versteht sich, dass eine einzige Steuervorrichtung 303 vorgesehen sein kann. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform können mehrere Steuervorrichtungen enthalten sein, um redundante und/oder verteilte Verarbeitung bereitzustellen. Die Steueraktionen können zum Beispiel von Sensoreingaben oder von Anweisungen von Kraftwerkbetreibern abhängen. Die von der Steuervorrichtung 303 ausgeführten Programme können Planungsalgorithmen aufweisen, wie diejenigen zum Regulieren des Brennstoffflusses zu der Brennkammer, das Verwalten der Netzwerkverträglichkeit, das Abregeln usw. Die von der Steuervorrichtung 303 erzeugten Befehle können Stellantriebe auf der Turbine veranlassen, zum Beispiel Ventile zwischen der Brennstoffversorgung und den Brennkammern einzustellen, um den Brennstofffluss, Brennstoffverteilungen und den Brennstofftyp zu regulieren. Stellantriebe können Einlassleitschaufeln auf dem Verdichter einstellen oder andere Steuersollwerte auf der Turbine aktivieren. Es versteht sich, dass die Steuervorrichtung 303 verwendet werden kann, um das erste und/oder das zweite Modell wie hier beschrieben, zusätzlich zum Erleichtern der Steuerung des Kraftwerks zu erzeugen. Die Steuervorrichtung 303 kann Betreiber und/oder vorliegend modellierte Ausgabe (oder irgendeine andere Systemausgabe) empfangen. Wie zuvor beschrieben, kann die Steuervorrichtung 303 einen Speicher aufweisen, der programmierte Logik (zum Beispiel Software) speichert und Daten speichern kann, wie zum Beispiel erfasste Betriebsparameter, modellierte Betriebsparameter, Betriebsgrenzen und -ziele, Betriebsprofile und dergleichen. Ein Prozessor kann das Betriebssystem verwenden, um die programmierte Logik auszuführen und kann dabei auch darauf gespeicherte Daten verwenden. Die Benutzer können sich an die Steuervorrichtung 303 über mindestens eine Benutzeroberflächenvorrichtung anschalten. Die Steuervorrichtung 303 kann mit dem Kraftwerk online in Kommunikation stehen, während es arbeitet, sowie mit dem Kraftwerk offline, während es nicht arbeitet, über eine E/A- Schnittstelle in Kommunikation stehen. Es versteht sich, dass eine oder mehrere der Steuervorrichtungen 303 die Ausführung des hier beschriebenen auf modellbasierenden Steuersystems ausführen können, was Folgendes aufweisen kann, ohne darauf beschränkt zu sein: Erfassen, Modellieren und/oder Empfangen von Betriebsparametern und Leistungsparametern; Erzeugen eines ersten Kraftwerkmodells, das den aktuellen Turbinenbetrieb wiedergibt; Erfassen, Modellieren und/oder Empfangen von Informationen externer Faktoren; Empfangen von Betreibereingabe, wie zum Beispiel Leistungszielsetzungen, und anderer Variablen; Erzeugen eines zweiten Kraftwerkmodells, das den Betrieb in Anbetracht der zusätzlich gelieferten Daten wiedergibt; Steuern vorliegenden oder zukünftigen Turbinenbetriebs und/oder Präsentieren modellierter Betriebsmerkmale. Zusätzlich versteht sich, dass andere externe Vorrichtungen oder mehrere andere Kraftwerke oder Erzeugungseinheiten mit der Steuervorrichtung 303 über E/A-Schnittstellen in Kommunikation stehen können. Die Steuervorrichtung 303 kann in Bezug zu dem Kraftwerk, das sie steuert, entfernt liegen. Ferner können die Steuervorrichtung 303 und die programmierte Logik, die durch sie implementiert wird, Software, Hardware, Firmware oder irgendeine Kombination davon aufweisen.

[0086] Die erste Steuervorrichtung 303a (die, wie erwähnt, dieselbe oder eine unterschiedliche Steuervorrichtung sein kann wie die Steuervorrichtung 303b, kann derart betreibbar sein, dass sie das Kraftwerk 302 durch ein erstes oder Primärmodell 305 modelliert, das das Modellieren der aktuellen Leistungsparameter der Turbine aufweist. Die zweite Steuervorrichtung 303b kann betrieben werden, um Turbinenbetriebsmerkmale unter unterschiedlichen Bedingungen anhand eines zweiten oder vorhersagenden Modells 306 zu modellieren. Das erste Modell 305 und das zweite Modell 306 können jeweils eine Anordnung einer oder mehrerer mathematischer Darstellungen des Turbinenverhaltens sein. Jede dieser Darstellungen kann auf Eingabewerte zurückgreifen, um einen Schätzwert eines modellierten Betriebsparameters zu erzeugen. Unter einigen Umständen können die mathematischen Darstellungen einen Ersatzbetriebsparameterwert erzeugen, der unter Umständen verwendet werden kann, unter welchen der gemessene Parameterwert nicht verfügbar ist. Das erste Modell 305 kann dann verwendet werden, um eine Grundlage und/oder eine Eingabe zu dem zweiten Modell 306 bereitzustellen, um Turbinenbetriebsmerkmale basierend auf den aktuellen Leistungsparametern des Kraftwerks 302 und auf irgendwelchen anderen Faktoren, wie zum Beispiel externen Faktoren, vom Betreiber gelieferten Befehlen oder Bedingungen und/oder eingestellten Betriebszuständen, zu bestimmen. Wie oben beschrieben, versteht sich, dass «das zweite Modell 306» einfach eine Instanz desselben Modells wie das erste Modell 305 sein kann, das zusätzliche oder unterschiedliche Eingaben berücksichtigt, wie zum Beispiel externe Faktoren, unterschiedliche Betriebspunkte, um unterschiedliche Leistungsparameter oder unterschiedliches Turbinenverhalten angesichts der unterschiedlichen Eingaben zu modellieren. Das System 301 kann ferner eine Schnittstelle 307 aufweisen.

[0087] Unter weiterer Bezugnahme auf Fig. 13 wird eine kurze Beschreibung der Wechselbeziehungen zwischen den Systemkomponenten bereitgestellt. Wie beschrieben, modelliert das erste oder Primärmodell 305 aktuelle Leistungsparameter 308 des Kraftwerks 302. Diese aktuellen Leistungsparameter 308 können, ohne auf sie beschränkt zu sein, Bedingungen aufweisen, die dem Niveau der Turbinenverschlechterung entsprechen, Bedingungen, die dem Niveau der Turbineneffizienz entsprechen (zum Beispiel der Wärmeaufwandskoeffizient oder das Brennstoff-/Leistungsausgabe Verhältnis), Einlassleitschaufelwinkel, Brennstoffflussmenge, Turbinendrehzahl, Verdichtereinlassdruck und Temperatur, Verdichterauslassdruck und Temperatur, Turbinenabgastemperatur, Generatorleistungsausgabe, Verdichterluftstrom, Brennkammer-Brennstoff-/Luftverhältnis, Brenntemperatur (Turbineneinlass), Brennkammerflammentemperatur, Brennstoffsystemdruckverhältnisse und akustische Merkmale. Einige dieser Leistungsparameter 308 können direkt von dem Turbinenbetrieb gemessen oder erfasst werden, und einige können basierend auf anderen gemessenen oder erfassten Parametern modelliert werden. Die Leistungsparameter können von dem ersten Modell 305 bereitgestellt werden und/oder können allgemein von der Steuervorrichtung bereitgestellt werden, wie zum Beispiel wenn sie von der Steuervorrichtung erfasst und/oder gemessen werden. Beim Erzeugen des ersten Modells 305 werden die Leistungsparameter 308 (die dazu bestimmt sind, sich auf irgendein Turbinenverhalten, das von dem Modell bereitgestellt wird, zu beziehen) zum Erzeugen des zweiten oder vorhersagenden Modells 306 bereitgestellt. Andere Variablen 309 können zu dem zweiten Modell 306 in Abhängigkeit von seinem beabsichtigten Gebrauch bereitgestellt werden. Die anderen Variablen können zum Beispiel externe Faktoren aufweisen, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen, die im Allgemeinen nicht kontrollierbar sind und einfach berücksichtigt werden müssen. Zusätzlich können die anderen Variablen 309 ein von der Steuervorrichtung spezifiziertes Szenario oder einen Betriebspunkt aufweisen (zum Beispiel einen Turbinenbetriebspunkt, der über die Steuervorrichtung 303 erzeugt oder anderswie bereitgestellt wird, wie zum Beispiel Turbinensteuerung basierend auf dem ersten Modell 305 usw.), gemessene Eingaben, die einige oder alle derselben gemessenen Eingaben wie beschrieben, wie sie eventuell von dem ersten Modell 305 modelliert werden, sein können. Wie unter Bezugnahme auf Fig. 14 unten beschrieben, kann ein vom Betreiber spezifiziertes Szenario 313 (zum Beispiel ein oder mehrere vom Betreiber gelieferte Befehle, die unterschiedliche Turbinenbetriebspunkte oder Bedingungen angeben) ebenfalls zu dem zweiten Modell 306 über Betreibereingabe geliefert werden. Als ein beispielhafter Gebrauch können die anderen Variablen 309 zum Beispiel ein von der Steuervorrichtung spezifiziertes Szenario aufweisen, das als eine oder mehrere Eingaben zu dem zweiten Modell 306 bereitgestellt werden kann, wenn versucht wird, in Echtzeit oder Fast-Echtzeit aktuelles Turbinenverhalten basierend auf zusätzlichen Eingaben, wie zum Beispiel externe Faktoren oder gemessene Eingaben, zu modellieren. Durch Verwenden eines von der Steuervorrichtung spezifizierten Szenarios des ersten Modells zusätzlich zu einer oder mehreren dieser zusätzlichen Eingaben, kann das erwartete Echtzeitverhalten des Kraftwerks 302 durch das zweite Modell 306 modelliert werden, indem diese zusätzlichen Eingaben berücksichtigt werden, die wiederum verwendet werden können, um das Kraftwerk 302 zu steuern oder das erste Modell 305 durch Steuerprofileingaben 310 einzustellen.

[0088] Unter Bezugnahme auf Fig. 14 wird ein vom Betreiber spezifizierter Betriebsmodus oder ein Szenario 313 als eine oder mehrere Eingaben über die Schnittstelle 307 zu dem zweiten oder vorhersagenden Modell 306 eingegeben, das dann zukünftiges Turbinenverhalten unter einer Vielfalt von Bedingungen modelliert oder vorhersagt. Ein Betreiber kann zum Beispiel Befehle zu der Schnittstelle 307 liefern, um ein Szenario zu erzeugen, bei dem das Kraftwerk 302 an einem unterschiedlichen Betriebspunkt arbeitet (zum Beispiel unterschiedliche Lasten, Konfiguration, Effizienz usw.). Als ein veranschaulichendes Beispiel kann ein Satz von Betriebsbedingungen über das vom Betreiber spezifiziertes Szenario 313 geliefert werden, der Bedingungen darstellt, die für den darauffolgenden Tag (oder irgendeinen zukünftigen Zeitrahmen) erwartet werden, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen oder Nachfrageanforderungen. Diese Bedingungen können dann von dem zweiten Modell 306 verwendet werden, um erwartete oder vorhergesagte Turbinenbetriebsmerkmale 314 für das Kraftwerk 302 während dieses Zeitrahmens zu erzeugen. Beim Ausführen des zweiten Modells 306 unter dem vom Betreiber spezifizierten Szenario, stellen die vorhergesagten Betriebsmerkmale 314 Turbinenverhalten, wie zum Beispiel Grundlastausgabefähigkeit, Spitzenausgabefähigkeit, Mindestabregelungspunkte, Emissionsniveaus, Wärmeaufwandskoeffizient und dergleichen dar, ohne auf diese beschränkt zu sein. Diese modellierten oder vorhergesagten Betriebsmerkmale 313 können beim Planen und Verpflichten zu Stromerzeugungsniveaus nützlich sein, wie zum Beispiel für Day-Ahead-Marktplanung und Angebote.

[0089] Fig. 15 veranschaulicht ein beispielhaftes Verfahren 320, mit dem eine Ausführungsform der Erfindung arbeiten kann. Es wird ein Flussdiagramm des grundlegenden Betriebs eines Systems zum Modellieren einer Turbine bereitgestellt, wie es von einer oder mehreren Steuervorrichtungen wie diejenigen, die unter Bezugnahme auf die Fig. 13 und 14 beschrieben sind, ausgeführt werden kann. Das Verfahren 320 kann bei Schritt 325 beginnen, bei dem die Steuervorrichtung durch ein erstes oder Primärmodell einen oder mehrere aktuelle Leistungsparameter einer Turbine gemäss dem aktuellen Betrieb modellieren kann. Um dieses erste Modell zu erzeugen, kann die Steuervorrichtung als Eingaben zu dem Modell einen oder mehrere Betriebsparameter empfangen, die den aktuellen Betrieb der Turbine angeben. Wie oben beschrieben, können diese Betriebsparameter erfasst oder gemessen werden und/oder sie können modelliert werden, wie es auftreten kann, falls die Parameter nicht erfasst werden können. Die aktuellen Betriebsparameter können irgendeinen Parameter aufweisen, der auf aktuellen Turbinenbetrieb wie oben beschrieben hinweist. Es versteht sich, dass die Verfahren und Systeme, die hier offenbart sind, nicht direkt davon abhängen, ob die Betriebsparameter gemessen oder modelliert werden. Die Steuervorrichtung kann zum Beispiel ein erzeugtes Modell der Gasturbine aufweisen. Das Modell kann eine Anordnung einer oder mehrerer mathematischer Darstellungen der Betriebsparameter sein. Jede dieser Darstellungen kann auf Eingabewerte zurückgreifen, um einen Schätzwert eines modellierten Betriebsparameters zu erzeugen. Die mathematischen Darstellungen können einen Ersatzbetriebsparameterwert erzeugen, der unter Umständen verwendet werden kann, unter welchen ein gemessener Parameterwert nicht verfügbar ist.

[0090] Bei Schritt 330 kann die Steuervorrichtung einen oder mehrere externe Faktoren, die sich auf den aktuellen und/oder zukünftigen Betrieb auswirken können, empfangen oder anderswie bestimmen. Wie oben beschrieben, sind diese externen Faktoren typischerweise (aber nicht zwingend) unkontrollierbar, und das Aufnehmen ihres Einflusses in das zweite Modell ist günstig, um das gewünschte Turbinensteuerprofil und/oder Betriebsverhalten zu erzeugen. Externe Faktoren können, ohne auf diese beschränkt zu sein, Umgebungstemperatur, Feuchtigkeit oder Luftdruck sowie Brennstoffzusammensetzung und/oder Versorgungsdruck, die sich auf das Turbinenbetriebsverhalten auswirken können, aufweisen. Diese externen Faktoren können gemessen oder erfasst werden, können geschätzt oder anderswie manuell von einem Betreiber bereitgestellt werden (wie zum Beispiel falls der Betreiber vorhergesagtes Verhalten basierend auf hypothetischen Szenarien oder zukünftigen Bedingungen anfordert), und/oder können durch Drittpartei-Informationsquellen (zum Beispiel Wetterdienste usw.) bereitgestellt werden.

[0091] Bei Schritt 335 kann die Steuervorrichtung eingestellte Betriebspunkte und/oder andere Variablen empfangen, um Turbinenverhalten bei einer Bedingung vorherzusagen, die von der aktuellen Turbinenbedingung unterschiedlich ist. Eingestellte Betriebspunkte können, ohne darauf beschränkt zu sein, das Identifizieren des gewünschten Ausgabeniveaus aufweisen, wie zum Beispiel das Modellieren der Turbine bei einer Reservemarge (zum Beispiel 98 % der Grundlast) oder zum Beispiel beim Modellieren der Turbine bei einer Spitzenlast oder während des Abregelns. Betriebspunkte können ferner Betriebsgrenzen aufweisen, wie zum Beispiel, ohne darauf beschränkt zu sein, Heizgaspfad-Dauerhaftigkeit (oder Brenntemperatur), Abgas-Rahmendauerhaftigkeit, NOx-Emissionen, CO-Emissionen, mageres Verlöschen der Brennkammer, Verbrennungsdynamiken, Verdichterpumpen, Verdichtervereisen, aeromechanische Verdichtergrenzen, Verdichterspiele und Verdichterauslasstemperatur. Durch Bereitstellen dieser eingestellten Betriebspunkte oder anderer Variablen, kann der Betreiber daher hypothetisches Szenarien bereitstellen, für die das Turbinenmodell die Betriebsmerkmale unter diesen Szenarien vorher sagt, was zum Steuern zukünftigen Betriebs der Turbine und/oder zum Planen zukünftiger Stromerzeugung und Verpflichtungen nützlich sein kann.

[0092] Auf Schritt 335 folgt Schritt 340, bei dem ein zweites oder vorhersagendes Modell der Turbine basierend auf dem ersten Modell, das bei Schritt 325 erzeugt wurde, erzeugt wird, und optional basierend auf den externen Faktoren und/oder eingestellten Betriebspunkte, oder anderen bei Schritt 335 bereitgestellten Variablen. Dieses zweite oder vorhersagende Modell kann daher Betriebsparameter und von diesen ausgehend Leistungsindikatoren für die Turbine während einer zukünftigen Betriebsperiode präzis angeben oder vorhersagen.

[0093] Bei Schritt 345 kann die modellierte Leistung verwendet werden, um aktuellen oder zukünftigen Turbinenbetrieb einzustellen und/oder einem Betreiber die modellierte Leistung anzuzeigen. Beim Einstellen aktuellen Turbinenbetriebs kann die Turbinensteuervorrichtung folglich die modellierten Leistungsparameter als Eingaben empfangen, um ein aktuelles Steuermodell (zum Beispiel das erste Modell) oder ein aktuelles Steuerprofil zu ändern, wie zum Beispiel durch Ändern unterschiedlicher Sollwerte und/oder Referenzen, die für aktuelle Turbinensteuerung verwendet werden. Es wird erwartet, dass diese Echtzeit- oder Fast-Echtzeitsteuerung der Turbine ausgeführt würde, wenn die Eingaben zu dem zweiten Modell, das bei Schritt 340 erzeugt wird, für die aktuellen Turbinenbedingungen oder aktuellen externen Faktoren repräsentativ sind. Echtzeit- oder Fast-Echtzeiteinstellung bei Schritt 345 kann zum Beispiel ausgeführt werden, wenn das zweite Modell Leistungsmerkmale darstellt, die die aktuelle Temperatur, den aktuellen Druck oder die aktuelle Feuchtigkeit berücksichtigen und/oder Betriebsparameter oder Leistungsparameter der Turbine berücksichtigen, die Turbinenverschlechterung und/oder -effizienz genauer darstellen. Fig. 16 beschreibt eine beispielhafte Ausführungsform, die optional spezifische Eingaben des Betreibers empfangen und vorhergesagtes Verhalten unter einer unterschiedlichen Betriebsbedingung erzeugen kann. Die Ausgabe des Modells, das bei Schritt 340 erzeugt wird, kann einem Betreiber auch anhand einer Schnittstelle angezeigt oder anderswie präsentiert werden. Bei einer Ausführungsform, bei der der Betreiber hypothetische Betriebsszenarien bei Schritt 335 bereitstellt, können die vorhergesagten Turbinenbetriebsmerkmale zum Beispiel zur Analyse und eventuellen Aufnahme in zukünftige Steuer- oder Planungsaktivitäten angezeigt werden. Das Verfahren 320 kann daher nach Schritt 345 enden, nachdem es die aktuellen Leistungsparameter der Turbine durch ein erstes Modell modelliert hat, und dann dieselbe Turbine in Anbetracht der zusätzlichen externen Faktoren modelliert hat, Betriebspunkte oder andere zusätzliche Daten eingestellt hat, um Turbinenbetrieb basierend auf diesen zusätzlichen Daten vorherzusagen.

[0094] Fig. 16 veranschaulicht ein beispielhaftes Verfahren 400, mit dem eine Ausführungsform der Erfindung arbeiten kann. Es wird ein Flussdiagramm des Betriebs eines Systems zum Modellieren einer Turbine bereitgestellt, wie es von einer oder mehreren Steuervorrichtungen wie diejenigen, die unter Bezugnahme auf die Fig. 13 und 14 beschrieben sind, ausgeführt werden kann. Das Verfahren 400 veranschaulicht den Gebrauch des Systems 301, bei dem ein Betreiber optional zusätzliche Variablen liefern kann, um die Modellierungsfähigkeiten zu verwenden, um Turbinenverhalten unter hypothetischen Szenarien vorherzusagen. Das Verfahren 400 kann beim Entscheidungsschritt 405 beginnen, bei dem bestimmt wird, ob die Turbine gemäss aktuellen Turbinenbetriebsparametern und Leistungsparametern zu modellieren ist, oder ob vom Betreiber gelieferte Parameter beim Erzeugen des Modells zu berücksichtigen sind. Falls das System zum Beispiel verwendet wird, um hypothetische Betriebsszenarien vorherzusagen, sind aktuelle Leistungsparameter eventuell nicht als Eingaben zu dem Modell erforderlich (unter der Annahme, dass das Modell bereits grundlegenden Turbinenbetrieb und grundlegendes Turbinenverhalten wiedergibt). Falls folglich bei dem Entscheidungsschritt 405 bestimmt wird, dass aktuelle Parameter nicht zu verwenden sind, gehen die Vorgänge zu Schritt 410 weiter, bei dem der Betreiber unterschiedliche Leistungsparameter liefert, die das Modellieren der Turbine unter einem unterschiedlichen Betriebspunkt und unter einer unterschiedlichen Betriebsbedingung erlauben (zum Beispiel in einem stärker verschlechterten Zustand, bei einem unterschiedlichen Effizienzniveau usw.). Anderenfalls werden aktuelle Leistungsparameter und/oder Betriebsparameter verwendet, wie unter Bezugnahme auf Schritt 325 der Fig. 15 beschrieben, und die Vorgänge gehen zu Schritt 415 weiter. Bei Schritt 415 kann die Steuervorrichtung durch ein erstes oder Primärmodell einen oder mehrere Leistungsparameter einer Turbine entweder gemäss der vom Betreiber gelieferten Eingabe von Schritt 410 oder dem aktuellen Turbinenbetrieb modellieren. Falls das Modell zum Beispiel mindestens teilweise basierend auf vom Betreiber bei Schritt 410 gelieferten Parametern erzeugt wird, ist das bei Schritt 415 erzeugte Modell für vorhergesagtes Turbinenverhalten unter diesen Leistungsparametern repräsentativ.

[0095] Auf Schritt 415 folgt der Entscheidungsschritt 420, bei dem bestimmt wird, ob darauffolgendes Modellieren (zum Beispiel das «zweite Modell» oder das «vorhersagende Modell») auf aktuellen externen Faktoren zu basieren ist, wie zum Beispiel aktuelle Temperatur, aktueller Druck oder aktuelle Feuchtigkeit, oder auf unterschiedlichen externen Faktoren, die von dem Betreiber geliefert werden. Bei einem Szenario kann die Steuervorrichtung zum Beispiel Turbinenbetriebsverhalten basierend auf den zusätzlichen Daten eines oder mehrerer aktueller externer Faktoren modellieren, die weitere Vorhersage von Turbinenverhalten in Anbetracht der aktuellen Bedingungen erlauben würden. Bei einem anderen Szenario kann die Steuervorrichtung jedoch verwendet werden, um ferner die Turbine gemäss den vom Betreiber gelieferten Bedingungen zu modellieren, was das Vorhersagen von Turbinenbetriebsmerkmalen unter unterschiedlichen hypothetischen Szenarien erlaubt. Falls bei Schritt 320 bestimmt wird, dass die vom Bediener gelieferten externen Faktorendaten beim Modellieren zu berücksichtigen sind, gehen die Vorgänge folglich zu Schritt 425 weiter. Anderenfalls gehen die Vorgänge zu Schritt 430 unter Verwenden aktueller externer Faktoren weiter. Bei Schritt 430 empfängt die Steuervorrichtung externe Faktoren, die beim Erzeugen des zweiten oder vorhersagenden Modells zu berücksichtigen sind, ob sie nun für den aktuellen Zustand oder für hypothetische Faktoren repräsentativ sind. Im Anschluss an Schritt 430 folgen Schritte 435-445, die optional die Berücksichtigung unterschiedlicher Betriebspunkte, das Erzeugen des vorhersagenden Modells basierend auf den empfangenen Daten und das Anzeigen des vorhergesagten Verhaltens jeweils auf dieselbe oder ähnliche Art wie unter Bezugnahme auf die Schritte 325–345 von Figur beschrieben, erlauben. Das Verfahren 400 kann nach Schritt 445 enden, nachdem Turbinenbetriebsverhalten optional basierend auf vom Betreiber spezifizierten Szenarien modelliert wurde.

[0096] Ausführungsformen, die hier beschrieben sind, erlauben folglich das Verwenden von Turbinenmodellen, um Turbinenverhalten und entsprechende Betriebsparameter einer tatsächlichen Turbine zusätzlich zum Vorhersagen von Turbinenverhalten unter Berücksichtigung der aktuellen Leistungsparameter und eines oder mehrerer identifizierter externer Faktoren anzugeben. Diese Ausführungsformen stellen daher einen technischen Effekt des Angebens oder Vorhersagens von Turbinenverhalten bei Betriebspunkten oder Betriebsbedingungen, die von dem aktuellen Turbinenbetrieb unterschiedlich sind, bereit. Noch ein zusätzlicher technischer Effekt wird bereitgestellt, der automatisierte Turbinensteuerung mindestens teilweise basierend auf modelliertem Verhalten und Betriebsmerkmalen erlaubt, die optional das Anlegen von vom Betreiber spezifizierten Szenarien, Eingaben, Betriebspunkte und/oder Betriebsbedingungen aufweisen können, um Turbinenverhalten und Betriebsmerkmale bei diesen vom Betreiber spezifizierten Bedingungen vorherzusagen. Ein weiterer verwirklichter technischer Effekt weist die Fähigkeit auf, unterschiedliche hypothetische Szenarien vorherzusagen, was es Betreibern erlaubt, fundiertere Steuer- und Betriebsentscheidungen zu treffen, wie zum Beispiel Planen, Belasten, Abregeln usw. Es versteht sich, dass Verweise, die hier auf Schrittdiagramme von Systemen, Verfahren, Geräten und Computerprogrammprodukten gemäss beispielhaften Ausführungsformen der Erfindung.

[0097] Unter Bezugnahme auf Fig. 17 ist ein Flussdiagramm 500 gemäss einer alternativen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung veranschaulicht. Es versteht sich, dass das Flussdiagramm 500 Aspekte aufweist, die als ein Steuerverfahren oder als Teil eines Steuersystems zum Erleichtern der Optimierung eines Kraftwerks 501 verwendet werden können. Das Kraftwerk 501 kann ähnlich wie irgendeines der in Bezug zu den Fig. 2 und 3 besprochenen sein, obwohl es sich, ausser wenn dies anders in den anliegenden Ansprüchen eingeschränkt wird, versteht, dass die vorliegende Erfindung auch in Bezug auf andere Typen von Kraftwerken verwendet werden kann. Bei einer bevorzugten Ausführungsform kann das Kraftwerk 501 mehrere Wärmeerzeugungseinheiten aufweisen, die Elektrizität erzeugen, die innerhalb eines Stromsystemmarkts wie dem verkauft wird, der in Bezug zu Fig. 1 besprochen ist. Das Kraftwerk 501 kann viele mögliche Typen von Betriebsmodi aufweisen, die zum Beispiel die unterschiedlichen Arten und Weisen aufweisen, anhand welcher Wärmeerzeugungseinheiten des Kraftwerks verpflichtet oder betrieben werden, die Ausgabeniveaus des Kraftwerks, die Arten, auf welche das Kraftwerk auf sich ändernde Umgebungsbedingungen reagiert, während Lastanforderungen erfüllt werden usw. Es versteht sich, dass die Betriebsmodi durch Betriebsparameter, die physikalische Eigenschaften besonderer Aspekte des Betriebs des Kraftwerks 501 betreffen, beschrieben und definiert werden können. Wie weiter in Fig. 17 veranschaulicht, kann die vorliegende Erfindung ein Kraftwerkmodell 502 aufweisen. Das Kraftwerkmodell 502 kann eine rechnergestützte Darstellung des Kraftwerks aufweisen, die Prozesseingaben und Prozessausgaben als Teil einer Simulation korreliert, die dazu bestimmt ist, den Betrieb des Kraftwerks nachzuahmen. Wie gezeigt, weist die vorliegende Erfindung ferner ein Abstimmmodul 503, eine Kraftwerksteuervorrichtung 505, ein abgestimmtes Kraftwerkmodell 507, ein Kraftwerkbetreibermodul 509 und einen Optimierer 510 auf, die unten einzelnen besprochen werden.

[0098] Das Kraftwerk 501 kann Sensoren 511 aufweisen, die Betriebsparameter messen. Diese Sensoren 511 sowie die Betriebsparameter, die sie messen, können irgendwelche der hier bereits besprochenen aufweisen. Als Teil des vorliegenden Verfahrens können die Sensoren 511 Messungen von Betriebsparametern während einer anfänglichen, aktuellen oder ersten Betriebszeitspanne (unten «erste Betriebszeitspanne» genannt) aufnehmen, und diese Messungen können verwendet werden, um ein mathematisches Modell des Kraftwerks abzustimmen, das dann, wie unten besprochen, als Teil eines Optimierungsprozesses zum Steuern des Kraftwerks 501 auf eine verbesserte oder optimierte Betriebsart während einer darauffolgenden oder zweiten Betriebszeitspanne (unten «zweite Betriebszeitspanne» genannt), verwendet werden kann. Die gemessenen Betriebsparameter selbst können verwendet werden, um Kraftwerkleistung zu schätzen oder können in Berechnungen zum Ableiten von Leistungsindikatoren, die spezifische Aspekte des Betriebs und der Leistung des Kraftwerks wiedergeben, verwendet werden. Es versteht sich, dass Leistungsindikatoren dieses Typs den Wärmeaufwandskoeffizient, die Effizienz, Erzeugungskapazität sowie andere aufweisen können. Als ein anfänglicher Schritt können folglich Betriebsparameter, die von den Sensoren 511 während der ersten Betriebszeitspanne gemessen werden, als ein oder mehrere Leistungsindikatoren verwendet werden (oder verwendet werden, um Werte für sie zu berechnen). Wie sie hier verwendet werden, werden solche Werte für Leistungsindikatoren (das heisst diejenigen, die auf gemessenen Werten von Betriebsparametern beruhen) «gemessene Werte» zu genannt. Die Messungen der Betriebsparameter und/oder die gemessenen Werte für die Leistungsindikatoren können, wie gezeigt, sowohl zu der Kraftwerksteuervorrichtung 505 als auch zu dem Abstimmmodul 503 kommuniziert werden 512. Das Abstimmmodul 503, kann, wie unten ausführlicher besprochen, konfiguriert werden, um Feedback von einem Datenabgleichs- oder Abstimmprozess für den Gebrauch beim Abstimmen des Kraftwerkmodells 502 zu berechnen, um das abgestimmte Kraftwerkmodell 507 zu konfigurieren.

[0099] Das Kraftwerkmodell 502 kann, wie besprochen, ein computergestütztes Modell sein, das konfiguriert ist, um den Betrieb des Kraftwerks 501 zu simulieren. Gemäss dem vorliegenden Verfahren kann das Kraftwerkmodell 502 konfiguriert sein, um Kraftwerkbetrieb zu simulieren, der der ersten Betriebszeitspanne des Kraftwerks 501 entspricht. Um das zu erzielen, kann das Kraftwerkmodell 502 mit Informationen und Daten versorgt werden, die die Betriebsparameter der ersten Betriebs Zeitspanne betreffen. Während diese Information irgendwelche der Betriebsparameter aufweisen können, die während der ersten Betriebszeitspanne gemessen werden, versteht sich, dass die Eingabedaten für das Kraftwerkmodell 502 auf einen Subsatz der gemessenen Betriebsparameter begrenzt sein können. Derart kann das Kraftwerkmodell 502 dann verwendet werden, um Werte für ausgewählte Betriebsparameter zu berechnen, die aus dem Eingabedatensatz ausgeschlossen waren. Spezifischer kann das Kraftwerkmodell mit Eingabedaten für die Simulation versorgt werden, die viele der für die Betriebsparameter gemessenen Werte aufweisen, von welchen aber bestimmte gemessene Werte für ausgewählte Betriebsparameter weggelassen sind. Die Simulation kann konfiguriert sein, um als eine Ausgabe einen simulierten Wert für die ausgewählten Betriebsparameter vorherzusagen. Das vorliegende Verfahren kann dann die simulierten Werte verwenden, um Werte für die Leistungsindikatoren vorherzusagen. In diesem Fall werden diese Werte für die Leistungsindikatoren hier die «vorhergesagten Werte» genannt. Derart können die gemessenen Werte für die Leistungsindikatoren, die direkt aus gemessenen Kraftwerk-Betriebsparametern bestimmt wurden, entsprechende vorhergesagte Werte haben. Wie veranschaulicht, können die vorhergesagten Werte für die Leistungsindikatoren zu dem Abstimmmodul 503 kommuniziert werden 514.

[0100] Das Abstimmmodul 503 kann konfiguriert sein, um die entsprechenden gemessenen und vorhergesagten Werte für die Leistungsindikatoren zu vergleichen, um eine Differenz zwischen ihnen zu bestimmen. Es versteht sich, dass die Differenz, die derart berechnet wird, ein Fehlerniveau zwischen tatsächlicher Leistung (oder deren Messungen) und Leistung, die durch das Kraftwerksmodell simuliert wird, wiedergibt. Das Kraftwerkmodell 502 kann basierend auf diesem Unterschied oder Feedback 515 abgestimmt werden. Derart wird das abgestimmte Kraftwerkmodell 507 konfiguriert. Das abgestimmte Kraftwerkmodell 507, das auch ein Offline- oder vorhersagendes Modell genannt werden kann, kann dann verwendet werden, um optimierte Betriebsmodi für eine darauffolgende Betriebszeitspanne durch Simulieren vorgeschlagener oder möglicher Betriebsmodi zu bestimmen. Die Simulationen können Schätzungen oder Prognosen über zukünftige unbekannte Betriebsbedingungen, wie zum Beispiel Umgebungsbedingungen, aufweisen. Es versteht sich, dass die Optimierung auf einer oder mehreren Leistungszielsetzungen 516, in welchen eine Kostenfunktion definiert ist, basieren kann. Wie veranschaulicht, können die Leistungszielsetzungen 516 dem Optimierer 510 durch das Kraftwerkbetreibermodul 509 kommuniziert werden.

[0101] Der Prozess des Abstimmens des Kraftwerkmodells kann als ein sich wiederholender Prozess konfiguriert werden, der mehrere Schritte aufweist. Es versteht sich, dass das Kraftwerkmodell 502 gemäss bestimmten Ausführungsformen Algorithmen aufweisen kann, in welchen logische Aussagen und/oder parametrisierte Gleichungen Prozesseingaben korrelieren (das heisst Brennstoffversorgung, Luftversorgung usw.), um Ausgaben (erzeugte Elektrizität, Kraftwerkeffizienz usw.) zu verarbeiten. Der Schritt des Abstimmens des Kraftwerkmodells 502 kann das Einstellen eines der Algorithmen in dem Kraftwerkmodell 502 und dann das Simulieren des Betriebs des Kraftwerks 501 während der ersten Betriebs Zeitspanne unter Verwenden des eingestellten Kraftwerkmodells 502 aufweisen, um den Effekt, den die Einstellung hatte, zu bestimmen. Spezifischer kann der vorhergesagte Wert für den Leistungsindikator neu berechnet werden, um den Effekt zu bestimmen, den die Einstellung auf das Kraftwerkmodell auf dem berechneten Unterschied hatte. Sollte sich herausstellen, dass der Unterschied beim Verwenden des eingestellten Kraftwerkmodells 502 geringer ist, kann das Kraftwerkmodell 502 aktualisiert oder «abgestimmt» werden, um beim Fortsetzen diese Einstellung aufzuweisen. Ferner versteht sich, dass das Kraftwerkmodell 502 mit mehreren logischen Aussagen aufgebaut werden kann, die Leistungsmultiplikatoren aufweisen, die verwendet werden, um Änderungen der Art und Weise, wie das Kraftwerk unter bestimmten Bedingungen arbeitet, wiederzugeben. In solchen Fällen kann das Abstimmen des Kraftwerkmodells 502 basierend auf dem berechneten Unterschied die folgenden Schritte aufweisen: a) Einstellungen an einem oder mehreren der Leistungsmultiplikatoren vornehmen; b) Simulieren des Betriebs des Kraftwerks während der ersten Betriebszeitspanne mit dem Kraftwerkmodell 502, das den eingestellten Leistungsmultiplikator hat, und c) Neuberechnen des vorhergesagten Werts für den Leistungsindikator unter Verwenden des Kraftwerkmodells 502, wie es durch den Leistungsmultiplikator eingestellt wurde, um zu bestimmen, ob die Neuberechnung einen verringerten Unterschied ergibt. Diese Schritte können wiederholt werden, bis eine Einstellung, die an einem der Leistungsmultiplikatoren vorgenommen wurde, im Verringern des Unterschieds resultiert, was anzeigen würde, dass das Modell die aktuelle Leistung präziser simuliert. Es versteht sich, dass sich der Leistungsmultiplikator zum Beispiel auf erwartete Leistungsverschlechterung basierend auf angesammelten Betriebsstunden des Kraftwerks beziehen kann. Bei einem anderen Beispiel, bei dem der Leistungsindikator eine Erzeugungskapazität umfasst, kann der Schritt des Abstimmens des Kraftwerkmodells 502 das Empfehlen von Einstellungen an Faktoren basierend auf einem Unterschied zwischen einer gemessenen Erzeugungskapazität und einer vorhergesagten Erzeugungskapazität aufweisen. Solche Einstellungen können Änderungen aufweisen, die schliesslich darin resultieren, dass die vorhergesagte Erzeugungskapazität im Wesentlichen gleich der gemessenen Erzeugungskapazität ist. Der Schritt des Abstimmens des Kraftwerkmodells 502 kann folglich das Ändern einer oder mehrerer Korrelationen innerhalb des Kraftwerkmodells 502 aufweisen, bis der vorhergesagte oder simulierte Wert für einen Leistungsindikator im Wesentlichen gleich dem gemessenen Wert für den Leistungsindikator ist (oder innerhalb einer Marge dieses liegt).

[0102] Nach dem Abstimmen kann das Verfahren dann das abgestimmte Modell 507 verwenden, um den vorgeschlagenen Betrieb des Kraftwerks zu simulieren. Gemäss bestimmten Ausführungsformen weist ein nächster Schritt des vorliegenden Verfahrens das Bestimmen auf, welcher simulierte Betrieb angesichts festgelegter Leistungszielsetzungen 516 vorzuziehen ist. Derart können optimierte Betriebsmodi des Kraftwerks bestimmt werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann der Bestimmungsprozess eines optimierten Betriebsmodus mehrere Schritte aufweisen: Zuerst können mehrere vorgeschlagene Betriebsmodi ausgewählt oder aus vielen möglichen ausgewählt werden. Für jeden der vorgeschlagenen Betriebsmodi können entsprechende vorgeschlagene Parametersätze 517 für die zweite Betriebszeitspanne erzeugt werden. Wie hier verwendet, definiert ein Parametersatz Werte für mehrere Betriebsparameter, so dass der Parametersatz kollektiv Aspekte eines besonderen Betriebsmodus definiert oder beschreibt. Die vorgeschlagenen Parametersätze können daher konfiguriert werden, um viele der möglichen Betriebsmodi des Kraftwerks 501 zu beschreiben oder sich auf sie zu beziehen, und sie können als Eingabedatensätze für das abgestimmte Kraftwerkmodell 507 zum Simulieren von Betrieb konfiguriert werden. Sobald die Betriebsparameter erzeugt und in die vorgeschlagenen Parametersätze geordnet sind, kann das abgestimmte Kraftwerkmodell 507 den Betrieb des Kraftwerks 501 gemäss jedem Satz simulieren. Der Optimierer 510 kann dann die Resultate des simulierten Betriebs 519 für jeden der vorgeschlagenen Parametersätze 517 beurteilen. Die Beurteilung kann gemäss den Leistungszielsetzungen, die von dem Kraftwerkbetreiber definiert werden, und den darin definierten Kostenfunktionen ausgeführt werden. Der Optimierungsprozess kann irgendeines der hier beschriebenen Verfahren aufweisen.

[0103] Kostenfunktionen, die durch die Leistungszielsetzungen definiert sind, können verwendet werden, um eine ökonomische Leistung des simulierten Betriebs des Kraftwerks 501 während der zweiten Betriebszeitspanne zu beurteilen. Basierend auf den Beurteilungen kann einer der vorgeschlagenen Parametersätze als einen simulierten Betrieb, der im Vergleich zu dem, der von den anderen vorgeschlagenen Parametersätzen erzeugt wird, vorzuziehen ist, erzeugend betrachtet werden. Gemäss der vorliegenden Erfindung wird der Betriebsmodus, der dem vorgeschlagenen Parametersatz, der den bevorzugtesten simulierten Betrieb erzeugt, entspricht oder von ihm beschrieben wird, der optimierte Betriebsmodus genannt. Sobald er bestimmt ist, wie unten weiter besprochen, kann der optimierte Betriebsmodus zu einem Kraftwerkbetreiber zur Berücksichtigung weitergegeben oder dem Kraftwerkbetreiber zur automatisierten Umsetzung kommuniziert werden.

[0104] Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform können Verfahren der vorliegenden Erfindung verwendet werden, um spezifische Betriebsmodi zu beurteilen, um bevorzugte Alternativen zu bestimmen und zu empfehlen. Es versteht sich, dass Erzeugungseinheiten des Kraftwerks 501 von Stellantrieben gesteuert werden, die variable Sollwerte haben, die steuerbar mit einem Steuersystem verbunden sind, wie zum Beispiel mit der Kraftwerksteuervorrichtung 505. Die Betriebsparameter des Kraftwerks 501 können in drei Kategorien eingestuft werden: manipulierte Variablen, Störvariablen und gesteuerte Variablen. Die manipulierten Variablen betreffen steuerbare Prozesseingaben, die anhand von Stellantrieben derart manipuliert werden können, dass die gesteuerten Variablen gesteuert werden, während die Störvariablen unkontrollierbare Prozesseingaben betreffen, die die gesteuerten Variablen beeinflussen. Die kontrollierten Variablen sind die Prozessausgaben, die in Bezug zu definierten Zielniveaus gesteuert sind. Gemäss bevorzugten Ausführungsformen kann das Steuerverfahren das Empfangen prognostizierter Werte für die Störvariablen für die zweite Betriebszeitspanne aufweisen (das heisst die Betriebszeitspanne, für die ein optimierter Betriebsmodus berechnet wird). Die Störvariablen können Umgebungsbedingungen aufweisen, wie zum Beispiel Umgebungstemperatur, -druck und -feuchtigkeit. In solchen Fällen können die vorgeschlagenen Parametersätze, die für die zweite Betriebszeitspanne erzeugt werden, Werte für die Störvariablen aufweisen, die mit den prognostizierten Werten für die Störvariablen zusammenhängen. Spezifischer können die erzeugten Werte für jeden Umgebungsbedingungsparameter einen Wertebereich für jeden der Umgebungsbedingungsparameter aufweisen. Der Bereich kann zum Beispiel einen niedrigen Fall, einen mittleren Fall und einen hohen Fall aufweisen. Es versteht sich, dass, wenn man mehrere Fälle hat, dies einem Kraftwerkbetreiber erlauben kann, für beste/ungünstigste Szenarien zu planen. Die vorhergesagten Werte können Wahrscheinlichkeitseinstufungen aufweisen, die den verschiedenen Fällen entsprechen, was den Betreiber des Kraftwerks beim Planen unterschiedlicher Betriebsverbindlichkeiten und/oder Absicherungen weiter unterstützen kann.

[0105] Der Schritt des Erzeugens der vorgeschlagenen Parametersätze kann das Erzeugen von Zielniveaus für die gesteuerten Variablen aufweisen. Die Zielniveaus können derart erzeugt werden, dass sie konkurrierenden oder alternativen Betriebsmodi des Kraftwerks 501 entsprechen, und können Betreibereingabe aufweisen. Derartige Betreibereingaben können von dem Kraftwerkbetreibermodul 509 veranlasst werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform können solche Zieleniveaus ein gewünschtes Ausgabeniveau für das Kraftwerk 501 aufweisen, das auf wahrscheinlichen Ausgabeniveaus angesichts vergangener Nutzungsmuster für das Kraftwerk basieren kann. Wie hier verwendet, gibt «Ausgabeniveau» ein Lastniveau oder Elektrizitätsniveau wieder, das von dem Kraftwerk 501 für den kommerziellen Vertrieb während der zweiten Betriebszeitspanne erzeugt wird. Der Schritt des Erzeugens der vorgeschlagenen Parametersätze kann das Erzeugen mehrerer Fälle aufweisen, in welchen das Ausgabeniveau dasselbe oder konstant bleibt. Ein solches konstantes Ausgabeniveau kann eine Grundlast für das Kraftwerk oder einen Satz von Erzeugungseinheiten wiedergeben. Mehrere Zielniveaus können erzeugt werden, wobei jedes einem unterschiedlichen Verpflichtungsniveau von jeder der Erzeugungseinheiten entspricht, und diese können zu wahrscheinlichen Betriebsmodi in Anbetracht der historischen Nutzung gezogen werden. Das Verfahren kann dann den effizientesten Betriebsmodus in Anbetracht der bekannten Beschränkungen bestimmen. Zusätzlich können die vorgeschlagenen Parametersätze derart erzeugt werden, dass die Störvariablen einen konstanten Pegel für die mehreren Fälle, die für jedes Zielniveau erzeugt werden, aufrechterhalten. Der konstante Pegel für die Störvariablen kann auf prognostizierten Werten, die empfangen wurden, basieren. In solchen Fällen weist gemäss einem Aspekt der vorliegenden Erfindung der Schritt des Erzeugens der vorgeschlagenen Parametersätze das Erzeugen mehrerer Fälle auf, wobei die manipulierten Variablen über Bereiche variiert werden, um einen optimierten Betriebsmodus zum Erzielen eines Grundlastniveaus in Anbetracht der vorhergesagten oder erwarteten Umgebungsbedingungen zu bestimmen. Gemäss beispielhaften Ausführungsformen ist die Kostenfunktion als eine Kraftwerkseffizienz oder ein Wärmeaufwandskoeffizient definiert oder kann einen direkten wirtschaftlichen Indikator aufweisen, wie zum Beispiel Betriebskosten, Einkommen oder Gewinn. Derart kann das effizienteste Verfahren zum Steuern des Kraftwerks 501 in Situationen bestimmt werden, in welchen eine Grundlast bekannt ist und Störvariablen mit einem relativ hohen Präzisionsniveau vorhergesagt werden können. Die optimierten Betriebsmodi, die durch die vorliegende Erfindung in solchen Fällen bestimmt werden, können konfiguriert sein, um eine spezifische Steuerlösung aufzuweisen (das heisst spezifische Sollwerte und/oder Bereiche dafür für die Stellantriebe, die die manipulierten Variablen des Kraftwerks steuern), die von der Kraftwerksteuervorrichtung 505 verwendet werden kann, um eine optimale Funktion zu erzielen. Derart berechnet stellt die Steuerlösung den optimierten Betriebsmodus zum Erfüllen einer definierten oder vertraglich festgelegten Grundlast in Anbetracht der für die verschiedenen Störvariablen vorhergesagten Werte dar. Diese Art von Funktionalität kann als ein Interday- oder Inter-Market-Zeitspannenoptimierungsberater oder als eine Prüfung dienen, der/die laufendem Betrieb in dem Hintergrund analysiert, um effizientere Betriebsmodi zu finden, das zuvor festgelegte Lastniveau immer noch erfüllen. Während die Marktzeitspanne, die von dem vorhergehenden Zuteilungsangebot gedeckt wird, fortschreitet, können Umgebungsbedingungen bekannt werden oder wenigstens kann das Vertrauensniveau in seine Vorhersage präzis über das steigen, was während des Gebotsprozesses geschätzt wurde. Damit kann das vorliegende Verfahren verwendet werden, um Steuerlösungen zu optimieren, um zugeteilte Last in Anbetracht der gewissen Kenntnis der Umgebungsbedingungen zu decken. Diese besondere Funktionalität ist in Fig. 17 als die zweiten Parametersätze 517 und der simulierte Betrieb 519 in Zusammenhang mit den zweiten Parametersätzen 517 veranschaulicht. Derart kann der Optimierungsprozess der vorliegenden Erfindung auch einen «Feinabstimmungs»-Aspekt aufweisen, mit dem Simulationsläufe auf dem abgestimmten Kraftwerkmodell 507 zu effizienteren Steuerlösungen beraten, die dann zu der Kraftwerksteuervorrichtung kommuniziert und von ihr umgesetzt werden können.

[0106] Ein anderer Aspekt der vorliegenden Erfindung involviert seine Nutzung zum Optimieren von Brennstoffeinkaufen für das Kraftwerk 501. Es versteht sich, dass Kraftwerke typischerweise regelmässig Brennstoffeinkaufe von Brennstoffmärkten vornehmen, die auf eine besondere Art funktionieren. Insbesondere werden solche Brennstoffmärkte typischerweise auf einer prospektiven Basis geführt, in welcher Kraftwerke 501 die Brennstoffmenge vorhersagen, die für eine zukünftige Betriebszeitspanne erforderlich ist, und dann Käufe basierend auf der Vorhersage tätigen. In solchen Systemen sind Kraftwerke 501 danach bestrebt, die Gewinne durch Aufrechterhalten niedriger Brennstoffbestände zu maximieren. Kraftwerke 501 kaufen jedoch regelmässig Extrabrennstoffmengen, um die kostspielige Situation zu vermeiden, in der sie eine ungeeignete Versorgung gekauften Brennstoffs zum Erzeugen der Strommenge, zu deren Lieferung sich das Kraftwerk während des Zuteilungsprozesses vertraglich verpflichtet hat, hat. Diese Art von Situation kann auftreten, wenn sich ändernde Umgebungsbedingungen zum Beispiel in weniger effizienter Stromerzeugung als vorhergesagt resultiert oder die tatsächliche Erzeugungskapazität der Kraftwerke überschätzt wird. Es versteht sich, dass mehrere Aspekte der vorliegenden Anmeldung, die bereits besprochen wurden, verwendet werden können, um einen optimierten Betriebsmodus zu bestimmen und damit eine hochpräzise Vorhersage für die erforderliche Brennstoffversorgung zu berechnen. Die vorliegenden Optimierungsprozesse können daher eine präzisere Vorhersage in Zusammenhang mit Kraftwerkeffizienz und Lastkapazitäten bereitstellen, die verwendet werden können, um die Brennstoffmenge zu schätzen, die für eine zukünftige Betriebszeitspanne erforderlich ist. Das ermöglicht es Kraftwerkbetreibern, eine knappere Marge bei Brennstoffeinkaufen aufrecht zu erhalten, wovon die wirtschaftliche Leistung des Kraftwerks profitiert.

[0107] Die vorliegende Erfindung weist gemäss einer alternativen Ausführungsform ein Verfahren zum Optimieren von Kraftwerkleistung auf, bei dem ein Vorhersagehorizont definiert und bei dem Optimierungsprozess verwendet wird. Es versteht sich, dass ein Vorhersagehorizont eine zukünftige Betriebszeitspanne ist, die in sich regelmässig wiederholende Intervalle mit dem Zweck geteilt wird, einen optimierten Betriebsmodus für ein anfängliches Zeitintervall des Vorhersagehorizonts zu bestimmen. Insbesondere wird der Betrieb des Kraftwerks durch Optimieren der Leistung über den gesamten Vorhersagehorizont optimiert, der dann verwendet wird, um einen optimierten Betriebsmodus für das anfängliche Zeitintervall zu bestimmen. Es versteht sich, dass der Prozess dann wiederholt wird, um zu bestimmen, wie das Kraftwerk während des nächsten Zeitintervalls betrieben werden soll, das, wie sich versteht, zum anfänglichen Zeitintervall in Bezug zu dieser nächsten Wiederholung des Optimierungszyklus wird. Für diese darauffolgende Optimierung kann der Vorhersagehorizont ein und derselbe bleiben, er wird aber in Bezug zu dem, neu definiert, was jetzt als das anfängliche Zeitintervall definiert ist. Das bedeutet, dass der Vorhersagehorizont effektiv in die Zukunft durch ein zusätzliches Zeitintervall bei jeder Wiederholung vorwärtsgeschoben wird. Wie bereits erwähnt, betrifft ein «vorgeschlagener Parametersatz» einen Datensatz, der Werte für mehrere Betriebsparameter aufweist und dadurch einen der möglichen Betriebsmodi für das Kraftwerk 501 definiert oder beschreibt. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann der Prozess des Bestimmens des optimierten Betriebsmodus in Fällen, die einen Vorhersagehorizont involvieren, einen oder mehrere der folgenden Schritte aufweisen: Zuerst werden mehrere vorgeschlagene Horizontparameter für den Vorhersagehorizont erzeugt. Wie hier verwendet, weist ein «vorgeschlagener Horizontparametersatz» einen vorgeschlagenen Parametersatz für jedes der Zeitintervalle des Vorhersagehorizonts auf. Ein 24-Stunden-Vorhersagehorizont kann zum Beispiel als 241-stündige Zeitintervalle aufweisend definiert werden, was bedeutet, dass der vorgeschlagene Horizontparametersatz vorgeschlagene Parametersätze für jedes der 24 Zeitintervalle aufweist. Als ein nächster Schritt werden die vorgeschlagenen Horizontparametersätze verwendet, um den Betrieb während des Vorhersagehorizonts zu simulieren. Dann wird für jeden der Simulationsläufe die Kostenfunktion verwendet, um eine wirtschaftliche Leistung zu beurteilen, um zu bestimmen, welche der vorgeschlagenen Horizontparametersätze den günstigsten, oder, wie hier verwendet, einen «optimierten Horizontsimulationslauf» darstellt. Gemäss beispielhaften Ausführungsformen kann der Betriebsmodus, der innerhalb des optimierten Horizontsimulationslaufs für das anfängliche Zeitintervall des Vorhersagehorizonts beschrieben ist, dann als der optimierte Betriebsmodus für die Betriebszeitspanne bezeichnet werden, die dem anfänglichen Zeitintervall entspricht. Der Optimierungsprozess kann dann für darauffolgende Zeitintervalle wiederholt werden. Die vorliegende Erfindung kann das Empfangen vorhergesagter Werte für die Störvariablen für jedes der Zeitintervalle, das innerhalb des Vorhersagehorizonts definiert ist, aufweisen. Die vorgeschlagenen Horizontparametersätze können dann derart erzeugt werden, dass der vorgeschlagene Parametersatz, der jedem der Zeitintervalle entspricht, Werte für die Störvariablen aufweist, die prognostizierte Werte, die für die Störvariablen empfangen werden, betreffen.

[0108] Es versteht sich, dass vorgeschlagene Horizontparametersätze derart erzeugt werden können, dass sie einen Wertebereich für die Störvariablen decken. Wie oben, kann der Bereich mehrere Fälle für jede der Störvariablen aufweisen und kann hohe und niedrige Werte aufweisen, die jeweils Fälle oberhalb und unterhalb der prognostizierten Werte darstellen. Es versteht sich, dass gemäss irgendeiner der beschriebenen Ausführungsformen die Schritte des Simulierens von Betriebsmodi und des Bestimmens daraus optimierter Betriebsmodi in einem wiederholten Prozess wiederholt und konfiguriert sein können. Wie hier verwendet, wird jede Wiederholung ein «Optimierungszyklus» genannt. Es ist klar, dass jede Wiederholung das Definieren einer darauffolgenden oder nächsten Betriebszeitspanne zur Optimierung aufweisen kann. Die darauffolgende Zeitspanne kann gleich nach der Betriebszeitspanne, die durch den vorhergehenden Zyklus optimiert wurde, auftreten, oder kann eine Betriebszeitspanne aufweisen, die einer zukünftigen Zeitspanne entspricht, wie das zum Beispiel der Fall sein kann, wenn das vorliegende Verfahren zum Vorbereiten von Zuteilungsangeboten oder Beraten hinsichtlich der wirtschaftlichen Auswirkung alternativer Wartungsplanungen verwendet wird.

[0109] Die Schritte des Abstimmens des Kraftwerkmodells 502 können wiederholt werden, um das abgestimmte Kraftwerkmodell 507 zu aktualisieren. Derart kann ein abgestimmtes Kraftwerkmodell 507, das eine neuere Abstimmung wiedergibt, mit Optimierungszyklen verwendet werden, um effektivere Resultate zu erzeugen. Gemäss alternativen Ausführungsformen können der Optimierungszyklus und der Abstimmzyklus des Kraftwerkmodells 502 in Bezug zueinander derart getrennt sein, dass jeder Zyklus gemäss seiner eigenen Planung zyklisch ausgeführt wird. Bei anderen Ausführungsformen kann das Kraftwerkmodell 502 nach einer vorbestimmten Anzahl von Wiederholungen des Optimierungszyklus aktualisiert oder abgestimmt werden. Das aktualisierte abgestimmte Kraftwerkmodell 507 wird dann in darauffolgenden Optimierungszyklen verwendet, bis die vorbestimmte Anzahl von Wiederholungen auftritt, so dass ein anderer Abstimmzyklus initiiert wird. Bei bestimmten Ausführungsformen tritt der Abstimmzyklus nach jedem Optimierungszyklus auf. Gemäss alternativen Ausführungsformen ist die Anzahl von Optimierungszyklen, die ein Abstimmen des Kraftwerkmodells 502 initiieren, mit der Anzahl von Zeitintervallen des Vorhersagehorizonts verbunden.

[0110] Die vorliegende Erfindung kann, wie erwähnt, den Betrieb von Kraftwerken 501 gemäss Leistungszielsetzungen, die von dem Kraftwerkbetreiber definiert werden können, optimiert werden. Gemäss bevorzugten Ausführungsformen wird das vorliegende Verfahren verwendet, um den Betrieb des Kraftwerks wirtschaftlich zu optimieren. In solchen Fällen weisen die Leistungszielsetzungen eine Kostenfunktion, die die Kriterien für die wirtschaftliche Optimierung bereitstellt, auf und definieren sie. Gemäss beispielhaften Ausführungsformen weist der simulierte Betrieb für jeden der vorgeschlagenen Parametersätze als eine Ausgabe vorhergesagte Werte für ausgewählte Leistungsindikatoren auf. Die Kostenfunktion kann einen Algorithmus enthalten, der die vorhergesagten Werte für die Leistungsindikatoren mit Betriebskosten oder irgendeiner anderen Angabe wirtschaftlicher Leistung korreliert. Andere Leistungsindikatoren, die derart verwendet werden können, weisen zum Beispiel einen Kraftwerk-Wärmeaufwandskoeffizienten und/oder einen Brennstoffverbrauch auf. Gemäss alternativen Ausführungsformen weisen Simulationsausgaben vorhergesagte Werte für Heissgaspfadtemperaturen für eine oder mehrere der Wärmeerzeugungseinheiten des Kraftwerks 501 auf, die zum Berechnen verbrauchter Komponentenlebenskosten verwendet werden können. Diese Kosten geben vorhergesagte Verschlechterungskosten in Zusammenhang mit den Heissgaspfadkomponenten, die aus dem simulierten Betrieb resultieren, wieder. Die Kostenfunktion kann ferner einen Algorithmus aufweisen, der vorhergesagte Werte für die Leistungsindikatoren mit Betriebseinnahmen korreliert. In solchen Fällen können die Betriebseinnahmen dann mit Betriebskosten verglichen werden, um eine Nettoeinnahme oder einen Gewinn für das Kraftwerk 501 wiederzugeben. Das vorliegende Verfahren kann ferner den Schritt des Empfangens eines prognostizierten Preises für innerhalb des Marktes während der in Optimierung befindlichen Zeitspanne verkauften Elektrizität vorhersagen, und die ausgewählten Leistungsindikatoren können ein Elektrizitätsausgabeniveau aufweisen, das dann verwendet werden kann, um erwartete Betriebseinnahmen für die bevorstehende Betriebszeitspanne zu berechnen. Derart kann das ’ vorliegende Verfahren verwendet werden, um die wirtschaftliche Rentabilität durch Vergleichen von Betriebskosten und Einkommen zu maximieren.

[0111] Es versteht sich, dass Leistungszielsetzungen ferner definiert werden können, um ausgewählte Betriebsfähigkeitsbeschränkungen zu enthalten. Gemäss bestimmten alternativen Ausführungsformen weist das vorliegende Verfahren der Schritt des Disqualifizierens irgendwelcher der vorgeschlagener Parametersätze auf, die simulierten Betrieb erzeugen, der gegen irgendeine der definierten Betriebsfähigkeitsbeschränkungen verstossen. Betriebsfähigkeitsbeschränkungen können zum Beispiel Emissionsschwellenwerte, maximale Betriebstemperaturen, maximale mechanische Belastungsniveaus usw. aufweisen, sowie auch gesetzliche oder umweltbezogene Vorschriften, Vertragsbedingungen, Sicherheitsvorschriften und/oder Maschinen- oder Bauteil-Betriebsfähigkeitsschwellenwerte und -begrenzungen.

[0112] Das vorliegende Verfahren weist, wie bereits erwähnt, das Erzeugen vorgeschlagenen Parametersätze 517 auf, die alternative oder mögliche Betriebsmodi des Kraftwerks 501 beschreiben. Wie veranschaulicht, können die vorgeschlagenen Parametersätze 517 in dem Kraftwerkbetreibermodul 509 erzeugt werden und können Eingaben von einem Kraftwerkverwalter oder menschlichen Bedienern aufweisen. Ganz allgemein können mögliche Betriebsmodi als konkurrierende Modi betrachtet werden, für die Simulation ausgeführt wird, um den Betriebsmodus zu bestimmen, der die Leistungszielsetzungen und erwarteten Bedingungen am besten erfüllt. Gemäss beispielhaften Ausführungsformen können diese alternativen Betriebsmodi ausgewählt oder auf mehrere Arten definiert werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform weisen die alternativen Betriebsmodi unterschiedliche Ausgabeniveaus für das Kraftwerk 501 auf. Ausgabeniveau, wie hier verwendet, betrifft das Elektrizitätsniveau, das von dem Kraftwerk 501 zum kommerziellen Vertrieb innerhalb des Marktes während einer definierten Marktzeitspanne erzeugt wird. Die vorgeschlagenen Parametersätze können konfiguriert werden, um mehrere Fälle an jedem der unterschiedlichen Ausgabeniveaus zu definieren. Mehrere Ausgabeniveaus können durch die vorgeschlagenen Parametersätze gedeckt werden, und die ausgewählten können konfiguriert werden, um mit einem Bereich möglicher Ausgaben für das Kraftwerk 501 übereinzustimmen. Insbesondere aufgrund der mehreren Erzeugungseinheiten des Kraftwerks und der Skalierbarkeitsbegrenzungen in Zusammenhang damit, können die vorgeschlagenen Parametersätze an Niveaus gruppiert oder konzentriert werden, die erzielbarer sind oder vorzugsweise in Anbetracht der besonderen Konfiguration des Kraftwerks 501.

[0113] Wie erwähnt, kann jeder der konkurrierenden Betriebsmodi mehrerer Fälle aufweisen. Wenn zum Beispiel die konkurrierenden Betriebsmodi an unterschiedlichen Niveaus definiert werden, können die mehreren Fälle ausgewählt werden, um eine unterschiedliche Art wiederzugeben, anhand welcher das Ausgabeniveau erreicht wird. Wenn das Kraftwerk mehrere Erzeugungseinheiten hat, können die mehreren Fälle an jedem Ausgabeniveau dadurch unterschieden werden, wie jede der Wärmeerzeugungseinheiten betrieben und/oder eingesetzt wird. Gemäss einer Ausführungsform werden die verschiedenen erzeugten Fälle durch Variieren des Prozentsatzes des Ausgangsniveaus, das von jeder der Erzeugungseinheiten bereitgestellt wird, unterschieden. Das Kraftwerk 501 kann zum Beispiel ein Kraftwerk 501 mit kombiniertem Zyklus aufweisen, bei dem Wärmeerzeugungseinheiten Gas- und Dampfturbinen aufweisen. Zusätzlich können die Gas- und Dampfturbinen jeweils durch ein Einlasskonditionierungssystem, wie zum Beispiel ein Kälteaggregat und ein HRSG-Rohrbefeuerungssystem erweitert werden. Es versteht sich, dass das Einlasskonditionierungssystem zum Beispiel zum Kühlen von Einlassluft der Gasturbine konfiguriert sein kann, um seine Erzeugungskapazität zu boosten, und dass das HRSG-Rohrbefeuerungssystem als eine Sekundärwärmequelle für den Boiler konfiguriert sein kann, um die Erzeugungskapazität der Dampfturbine zu boosten. Gemäss diesem Beispiel weisen die Wärmeerzeugungseinheiten die Gasturbine oder alternativ die durch das Einlasskonditionierungssystem geboostete Gasturbine auf, und die Dampfturbine oder alternativ die durch das HRSG-Rohrbefeuerungssystem geboostete Dampfturbine. Die mehreren Fälle, die von den vorgeschlagenen Parametersätzen gedeckt werden, können daher Fälle aufweisen, in welchen diese besonderen Wärmeerzeugungseinheiten auf unterschiedliche Arten eingesetzt werden, während sie immer noch die unterschiedlichen Ausgabeniveaus, die als konkurrierende Betriebsmodi ausgewählt wurden, erfüllen. Der simulierte Betrieb kann dann analysiert werden, um zu bestimmen, welcher einen optimierten Betriebsmodus gemäss einem definierten Kriterium wiedergibt.

[0114] Gemäss einer alternativen Ausführungsform können die vorgeschlagenen Parametersätze zu unterschiedlichen Betriebsmodi gezogen werden, um wirtschaftliche Gewinne von Wartungsvorgängen zu berechnen. Um das zu verwirklichen, kann einer der konkurrierenden Betriebsmodi als einer definiert werden, bei dem der Wartungsvorgang als vor der Betriebszeitspanne, die zur Optimierung ausgewählt wird, abgeschlossen angenommen wird. Dieser Betriebsmodus kann definiert werden, um einen Leistungsschub wiederzugeben, von dem erwartet wird, dass er den Abschluss dieses Wartungsvorgangs begleiten wird. Ein alternativer Betriebsmodus kann als einer definiert werden, bei dem der Wartungsvorgang nicht ausgeführt wird, was bedeutet, dass die Simulation der mehreren Fälle für diesen Betriebsmodus den erwarteten Leistungsschub nicht aufweisen würde. Die Ergebnisse von den Simulationen können dann derart analysiert werden, dass die wirtschaftlichen Effekte besser verstanden werden, und die mehreren Fälle können verwendet werden, um zu zeigen, wie unterschiedliche Szenarien (wie zum Beispiel Schwankungen der Brennstoffpreise oder unerwartete Umgebungsbedingungen) das Resultat beeinflussen. Es versteht sich, dass unter Verwenden derselben Grundsätze die konkurrierenden Betriebsmodi einen Abregelmodus und einen Abschaltmodus aufweisen können.

[0115] Die vorliegende Erfindung weist ferner unterschiedliche Arten auf, auf die der Optimierungsprozess von den Kraftwerkbetreibern verwendet werden kann, um Prozesse zu automatisieren und Effizienz und Leistung zu verbessern. Gemäss einer Ausführungsform, wie in Fig. 17 veranschaulicht, weist das Verfahren den Schritt des Kommunizierens eines berechneten optimierten Betriebsmodus 521 zu dem Kraftwerkbetreibermodul 509 zur Genehmigung durch einen menschlichen Bediener auf, bevor das Kraftwerk 501 gemäss dem optimierten Betriebsmodus gesteuert wird. Bei einem Beratermodus kann das vorliegende Verfahren konfiguriert sein, um alternative Betriebsmodi und die wirtschaftlichen Verzweigungen, die mit jedem verbunden sind, zu präsentieren, um den Kraftwerkbetreiber auf solche Alternativen aufmerksam zu machen. Alternativ kann das Steuersystem der vorliegenden Erwähnung funktionieren, um automatisch optimierte Lösungen umzusetzen. In solchen Fällen kann der optimierte Betriebsmodus elektronisch zu der Kraftwerksteuervorrichtung 505 kommuniziert werden, um die Steuerung des Kraftwerks 501 auf eine damit übereinstimmende Art zu veranlassen. Bei Stromsystemen, die ein wirtschaftliches Zuteilungssystem zum Verteilen von Stromerzeugung auf eine Gruppe von Kraftwerken 501 aufweisen, kann das Optimierungsverfahren der vorliegenden Erfindung zum Erzeugen präziser und wettbewerbsfähiger Gebote zur Unterbreitung bei der zentralen Behörde oder dem Zuteiler verwendet werden. Wie ein Durchschnittsfachmann zu schätzen weiss, können die Optimierungsmerkmale, die bereits beschrieben wurden, verwendet werden, um Gebote zu erzeugen, die echte Erzeugungskapazität, Effizienz, Wärmeaufwandskoeffizienten wiedergeben, während sie auch nützliche Informationen für Kraftwerkbetreiber in Zusammenhang mit wirtschaftlichen Kompromissen bereitstellen, die das Kraftwerk in zukünftigen Marktzeitspannen eingeht, indem es zwischen unterschiedlichen Betriebsmodi auswählt. Erhöhte Präzision dieser Art und zusätzliche Analyse helfen sicherzustellen, dass das Kraftwerk in dem Gebotsprozess wettbewerbsfähig bleibt, während auch die Gefahr höchst unrentabler Zuteilungsresultate aufgrund unvorhergesehener Eventualitäten minimiert wird.

[0116] Die Fig. 18 bis 21 veranschaulichen beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, die Abregel- und/oder Abschaltbetrieb eines Kraftwerks betreffen. Die erste Ausführungsform, wie im Flussdiagramm 600 der Fig. 18 veranschaulicht, die eine «Abregelberatung» genannt werden kann, lehrt Verfahren und Systeme zum Simulieren und Optimieren eines Abregelniveaus für das Kraftwerk während einer definierten oder ausgewählten Betriebszeitspanne («ausgewählte Betriebszeitspanne»). Bei bevorzugten Ausführungsformen wird das vorliegende Verfahren bei Kraftwerken verwendet, die mehrere Gasturbinen haben, die Kraftwerke mit kombinierten Zyklen aufweisen können, die Gasturbinen und eine oder mehrere Dampfturbinen haben. Das abgestimmte Kraftwerkmodell kann verwendet werden, um eine optimierte Mindestlast zum Betreiben des Kraftwerks und ein Abregelniveau während der ausgewählten Betriebszeitspanne zu bestimmen. Wie oben erwähnt, kann ein «optimierter» Betriebsmodus als einer definiert werden, der gegenüber einem oder mehreren anderen möglichen Betriebsmodi als bevorzugt betrachtet oder bewertet ist. Ein Betriebsmodus für den zum Zweck dieser Ausführungsformen kann eine Zuweisung bestimmter Stromerzeugungseinheiten aufweisen, um eine Lastverpflichtung oder andere Leistungszielsetzungen zu erfüllen, sowie die physikalischen Konfigurationen der Erzeugungseinheiten innerhalb des Kraftwerks. Solche Funktionalität bedeutet, dass beim Erreichen eines optimierten oder verbesserten Betriebsmodus die vorliegende Erfindung mehrere Kraftwerkkombinationen berücksichtigen kann, die die verschiedenen Abregelkonfigurationen jeder Erzeugungseinheit sowie Konfigurationen berücksichtigen kann, die eine oder mehrere der Einheiten abschalten, während andere bei vollem Niveau oder Abregelniveau in Betrieb bleiben. Das Verfahren kann ferner andere Beschränkungen, wie zum Beispiel Betriebsfähigkeitsbeschränkungen, Leistungszielsetzungen, Kostenfunktionen, Betreibereingabe und Umgebungsbedingungen in ihrer Berechnung eines verbesserten Abregelbetriebsmodus für das Kraftwerk zu berücksichtigen, die die Leistung und/oder Effizienz verbessern. Das vorliegende Verfahren, wie es hier beschrieben und/oder in den anliegenden Ansprüchen umrissen ist, kann aktuelle und vorhergesagte Umgebungsbedingungen zur Optimierung des Abregelbetriebsmodus sowie Ändern der Einheitskonfiguration und/oder Steuerung derart berücksichtigen, dass der Betrieb einer oder mehrerer der Erzeugungseinheiten dynamisch eingestellt wird, wenn aktuelle Bedingungen von den vorhergesagten abweichen. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform wird eine solche Leistung mindestens teilweise als die definiert, die das Niveau an Brennstoffnutzung oder Verbrauch während der vorgeschlagenen Abregelbetriebszeitspanne minimiert.

[0117] Der Abregelberater der vorliegenden Erfindung kann mehrere Faktoren, Kriterien und/oder Betriebsparameter beim Erreichen einer optimierten oder verbesserten Abregellösung und/oder empfohlenen Abregelaktion berücksichtigen. Gemäss bevorzugten Ausführungsformen weisen diese, ohne darauf beschränkt zu sein, die Folgenden auf: Betriebsgrenzen der Gasturbinenmaschine (das heisst Temperatur, Aerodynamik, Brennstoffaufteilungen, mageres Verlöschen der Brennkammer, mechanische und Emissionsbegrenzungen); Gasturbinen- und Dampfturbinensteuersysteme; Dampfturbinen-Mindestdrosseltemperatur; die Wartung der Vakuumdichtung und/oder des Kondensators sowie andere Faktoren, wie zum Beispiel die Konfiguration oder die Aufstellung von Systemen oder ihrer Steuerung. Eine der Ausgaben der Optimierung kann einen empfohlenen Betriebsmodus und eine empfohlene Konfiguration des Kraftwerks oder mehrerer Kraftwerke aufweisen, wobei die mehreren unterschiedliche Kraftwerktypen aufweisen, darunter Windkraftwerk, Solarstromanlage, Kolbenmotor, Kernkraftwerk und/oder andere Typen. Es versteht sich, dass der empfohlene Betriebsmodus automatisch initiiert oder einem Kraftwerkbetreiber zur Genehmigung elektronisch kommuniziert wird. Solche Steuerung kann anhand von Steuersystemen ausserhalb des Standorts oder auf dem Standort umgesetzt werden, die konfiguriert sind, um den Betrieb der Erzeugungseinheiten zu steuern. Zusätzlich kann die Ausgabe des vorliegenden Verfahrens in Situationen, in welchen das Kraftwerk mehrere Gasturbinenmaschinen aufweist, das Identifizieren derjenigen der Gasturbinen aufweisen, die den Betrieb fortsetzen sollte, und die während der Abregelzeitspanne abzuschalten ist, was einen Prozess darstellt, der unter Bezugnahme auf Fig. 19 ausführlicher beschrieben ist. Für jede der Gasturbinen die der Berater während der Abregelzeitspanne für fortgesetzten Betrieb empfiehlt, kann das vorliegende Verfahren ferner ein Lastniveau berechnen. Eine andere Ausgabe kann das Berechnen der Gesamtlast für das Kraftwerk während der Abregelzeitspanne sowie das stündliche Ziellastprofil basierend auf den vorhergesagten Umgebungsbedingungen, die, wie erwähnt, eingestellt werden können, wenn sich die Bedingungen ändern, berechnen. Die vorliegende Erfindung kann auch den vorhergesagten Brennstoffverbrauch und Emissionen des Kraftwerks während der Abregelbetriebszeitspanne berechnen. Die Ausgabe des offenbarten Verfahrens kann die Betriebsaufstellung/-konfiguration in Anbetracht der Steuersollwerte, die für die Erzeugungseinheiten und das Kraftwerk verfügbar sind, aufweisen, um die Zielerzeugungsniveaus effizienter zu erreichen.

[0118] Wie oben besprochen, bieten Trader und/oder Kraftwerkmanager (unten «Kraftwerkbetreiber» genannt), ausser wenn zwischen ihnen unterschieden wird), die nicht durch im Voraus existierende Vertragsklauseln gebunden sind, typischerweise ihre Kraftwerke auf einem zukünftigen Markt, wie zum Beispiel einem Day-Ahead-Markt. Als zusätzliche Betrachtung haben Kraftwerkbetreiber die Aufgabe sicherzustellen, dass geeignete Brennstoffversorgung aufrechterhalten wird, so dass das Kraftwerk fähig ist, Ziel- oder vertragliche Erzeugungsniveaus zu erfüllen. In vielen Fällen funktionieren Brennstoffmärkte jedoch prospektiv, so dass vorteilhafte Preisbedingungen für Kraftwerke verfügbar sind, die gewillt oder fähig sind, sich zu zukünftigen Brennstoffeinkaufen im Voraus zu verpflichten. Spezifischer ist die Preisgestaltung umso vorteilhafter je weiter der Brennstoff im Voraus gekauft wird. In Anbetracht dieser Marktdynamiken muss Kraftwerkbetreiber, damit ein Kraftwerk ein optimiertes oder hohes Niveau an Rentabilität erreicht, das Kraftwerk kompetitiv gegenüber anderen Erzeugungseinheiten bieten, um seine Erzeugungskapazität zu nutzen, während er auch den Brennstoff, der für die zukünftigen Erzeugungszeitspannen erforderlich ist, präzis schätzt, so dass: 1) der Brennstoff im Voraus gekauft werden, um niedrigere Preisgestaltung zu sichern, und 2) ein grosser Brennstoffpuffervorrat nicht erforderlich ist, so dass ein geringer Brennstoffbestand aufrechterhalten werden kann. Wenn das erfolgreich ausgeführt wird, sichert der Kraftwerkbetreiber bessere Preisgestaltung, indem er sich früh zu zukünftigen Brennstoffkaufen verpflichtet, während er gleichzeitig nicht übermässig gekauft, so dass unnötige und kostspielige Brennstoffreserven erforderlich sind, oder unzureichend kauft, so dass er eine Brennstoffversorgungsknappheit riskiert.

[0119] Verfahren der vorliegenden Erfindung können die Effizienz und Rentabilität von Stromerzeugungsaktivitäten optimieren oder verbessern, indem ein IHR-Profil für eine Erzeugungseinheit oder eine besondere Konfiguration eines Kraftwerks spezifiziert wird, insbesondere wenn diese die Vorbereitung eines Zuteilungsgebots betreffen, um Erzeugungsmarktanteil zu sichern. Das vorliegende Verfahren kann das Spezifizieren optimaler Erzeugungszuweisung für mehrere Erzeugungseinheiten innerhalb eines Kraftwerks oder mehrere Kraftwerke aufweisen. Das vorliegende Verfahren kann die Betriebs- und Steuerkonfigurationen, die für diese Erzeugungseinheiten verfügbar sind, berücksichtigen, die möglichen Anordnungen vertauschen und dadurch ein Angebot erzielen, das, falls es ausgewählt wird, das Stromerzeugen während der Angebotszeitspanne mit verringerten oder minimierten Kosten ermöglicht. Dabei kann das vorliegende Verfahren alle geltenden physikalischen, vorschriftsmässigen und/oder vertraglichen Beschränkungen berücksichtigen. Als Teil dieses Gesamtprozesses kann das vorliegende Verfahren verwendet werden, um Abregel- und Abschaltbetrieb für ein Kraftwerk, das mehrere Erzeugungseinheiten hat, zu optimieren. Diese Vorgehensweise kann das Berücksichtigen erwarteter exogener Bedingungen aufweisen, wie zum Beispiel Wetter- oder Umgebungsbedingungen, Gasqualität, Zuverlässigkeit der Erzeugungseinheiten sowie Nebenverpflichtungen, wie zum Beispiel Dampferzeugung. Das vorliegende Verfahren kann verwendet werden, um IHR-Profile für mehrere Erzeugungseinheiten, die mehrere Konfigurationen haben, aufzuzählen, sowie um Einstellungen für die ausgewählte Abregelkonfiguration zu steuern und dann die erwarteten exogenen Bedingungen bei der Vorbereitung des Zuteilungsangebots der Kraftwerke zu steuern.

[0120] Eine übliche Entscheidung für Betreiber betrifft, ob das Kraftwerk während Schwachlastzeiten, wie zum Beispiel während der Nacht, wenn die Nachfrage oder Lasterfordernisse minimal sind, abgeregelt oder abgeschaltet wird. Es versteht sich, dass das Resultat dieser Entscheidung signifikant von dem Verstehen des Kraftwerkbetreibers der wirtschaftlichen Verzweigungen in Zusammenhang mit jedem dieser möglichen Betriebsmodi abhängt. In bestimmten Fällen kann die Entscheidung, das Kraftwerk abzuregeln, leicht ersichtlich sein, während die optimale Mindestlast, bei der das Kraftwerk während der Abregelzeitspanne zu halten ist, ungewiss bleibt. Obwohl der Kraftwerkbetreiber entschieden hat, das Kraftwerk während einer bestimmten Zeitspanne abzuregeln, ist der Betreiber bezüglich der Abregelbetriebspunkte, bei welchen die verschiedenen Erzeugungseinheiten des Kraftwerks auf die kosteneffizienteste Art zu betreiben sind, im Ungewissen.

[0121] Der Abregelberater der Fig. 18 kann als Teil eines Prozesses zum Empfehlen einer optimalen Mindestlast, bei der das Kraftwerk zu betreiben ist, verwendet werden. Diese Beratungsfunktion kann ferner die beste Handlungsweise für das Kraftwerk in Anbetracht eines spezifischen Szenarios von Umgebungsbedingungen, wirtschaftlicher Eingaben und Betriebsparameter und Beschränkungen empfehlen. Aus diesen Eingaben kann der Prozess die besten Betriebsniveaus berechnen und dann die Betriebsparameter empfehlen, die zum Steuern des Kraftwerks erforderlich sind, wie unter Bezugnahme auf Fig. 19 ausführlicher besprochen wird. Es versteht sich, dass diese Funktionalität in mehreren Nebenvorteilen resultieren kann, darunter erweiterte Teillebensdauer, effizienterer Abregelbetrieb, verbesserte wirtschaftliche Leistung und verbesserte Präzision beim Brennstoffeinkauf.

[0122] Wie im Flussdiagramm 600 veranschaulicht, können bestimmte Informationen und relevante Kriterien während der anfänglichen Schritte gesammelt werden. Bei Schritt 602 können Daten, Variablen und andere Faktoren in Zusammenhang mit Kraftwerkssystemen und Erzeugungseinheiten bestimmt werden. Diese können irgendwelche der oben aufgelisteten Faktoren oder Informationen aufweisen. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann ein Umgebungsprofil empfangen werden, das eine Prognose von Umgebungsbedingungen während der ausgewählten Betriebszeitspanne aufweisen kann. Relevante Emissionsdaten, die Emissionsgrenzen sowie bisherige Emissionen für das Kraftwerk aufweisen können, können auch als Teil dieses Schritts gesammelt werden. Ein anderer Faktor weist Daten auf, die mit dem potentiellen Verkauf von Strom und/oder Dampf während der ausgewählten Betriebszeitspanne zusammenhängen. Andere Variablen, die als Teil dieses Schritts bestimmt werden können, weisen die Anzahl von Gasturbinen in dem Kraftwerk, die Verbrennungs- und Steuersysteme für jede der Gasturbinen sowie irgendwelche andere werksspezifische Einschränkungen auf, die für die unten besprochenen Berechnungen relevant sein können.

[0123] Bei Schritt 604 kann die Zeitspanne des vorgeschlagenen Abregelbetriebs (oder der «ausgewählten Betriebsperiode») mit Besonderheit definiert werden. Es versteht sich, dass dies von einem Benutzer oder Kraftwerkbetrieb definiert werden kann und eine ausgewählte Betriebszeitspanne aufweist, während welcher die Analyse verfügbarer Abregelbetriebsmodi gewünscht wird. Die Definition der ausgewählten Betriebs Zeitspanne kann ihre erwartete Länge sowie eine vom Benutzer spezifizierte Anfangszeit (das heisst die Zeit, zu der die ausgewählte Betriebszeitspanne beginnt) und/oder eine Stoppzeit (das heisst die Zeit, zu der die ausgewählte Betriebszeitspanne endet) aufweisen. Dieser Schritt kann ferner das Definieren eines Intervalls innerhalb der ausgewählten Betriebs Zeitspanne aufweisen. Das Intervall kann derart konfiguriert werden, dass die ausgewählte Betriebszeitspanne in mehrere sequenzielle und regelmässig beabstandete Zeitspannen unterteilt wird. Für. das hier bereitgestellte Beispiel wird das Intervall als eine Stunde festgelegt, und die ausgewählte Betriebs Zeitspanne wird als mehrere der einstündigen Intervalle aufweisend definiert.

[0124] Bei Schritt 606 kann die Anzahl von Gasturbinen, die an dem Optimierungsprozess für die ausgewählte Betriebs Zeitspanne involviert ist, ausgewählt werden. Das kann alle Gasturbinen des Kraftwerks oder einen Abschnitt davon aufweisen. Das Verfahren kann ferner das Berücksichtigen anderer Erzeugungseinheiten des Kraftwerks aufweisen, wie zum Beispiel Dampfturbinensysteme, und ihre Betriebs zustände während der ausgewählten Betriebszeitspanne, wie unten ausführlicher beschrieben, berücksichtigen. Das Bestimmen der Gasturbinen, die bei dem Abregelvorgang involviert sind, kann das Abfragen oder Empfangen von Eingabe von dem Kraftwerkbetreiber aufweisen.

[0125] Bei Schritt 608 kann das vorliegende Verfahren eine Vertauschungsmatrix in Anbetracht der Anzahl von Gasturbinen, die als Teil des vorgeschlagenen Abregelvorgangs während der ausgewählten Betriebszeitspanne bestimmt wurden, konfigurieren. Es versteht sich, dass die Vertauschungsmatrix eine Matrix ist, die die unterschiedlichen Arten, wie die Mehrzahl von Gasturbinenmaschinen während der ausgewählten Betriebszeitspanne eingesetzt oder betrieben werden können, aufweist. Wie in der beispielhaften Vertauschungsmatrix 609 Fig. 18 zum Beispiel veranschaulicht, weist die Vertauschungsmatrix für den Fall von zwei Gasturbinen vier unterschiedliche Kombinationen auf, die jede der möglichen Konfigurationen decken. Insbesondere weist die Vertauschungsmatrix, falls das Kraftwerk eine erste und eine zweite Gasturbine aufweist, die folgenden Reihen oder Fälle auf: a) sowohl die erste als auch die zweite Gasturbine sind «Ein», das heisst, dass sie in einem Betriebsabregelzustand betrieben werden; 2) sowohl die erste als auch die zweite Gasturbine sind «Aus», das heisst, dass sie in einem Betriebsabschaltzustand betrieben werden; 3) die erste Gasturbine ist «Ein», und die zweite Gasturbine ist «Aus», und 4) die erste Gasturbine ist «Aus» und die zweite Gasturbine ist «Ein». Es versteht sich, dass nur zwei Vertauschungen in dem Fall einer einzigen Gasturbine möglich sind, während für drei Gasturbinen sieben verschiedene Reihen oder Fälle möglich wären, von welche jede/jeder eine unterschiedliche Konfiguration dafür, wie die drei Gasturbinenmaschinen während eines bestimmten Zeitrahmens bezüglich der Betriebszustände «Ein» und «Aus» eingesetzt werden können, darstellt. Unter Bezugnahme auf Fig. 17 und den Optimierungsprozess, der in dem damit verbundenen Text besprochen ist, kann jeder Fall oder jede Reihe der Vertauschungsmatrix als einen unterschiedlichen oder konkurrierenden Betriebsmodus darstellend angesehen werden.

[0126] Als Teil der Schritte, die durch die Schritte 610, 613, 614, 616 und 618 dargestellt sind, kann das vorliegende Verfahren vorgeschlagene Parametersätze für den vorgeschlagenen Abregelvorgang konfigurieren. Wie angegeben, kann die ausgewählte Betriebszeitspanne in mehrere einstündige Zeitintervalle geteilt werden. Der Prozess zum Konfigurieren der vorgeschlagenen Parametersätze kann bei Schritt 610 beginnen, bei dem bestimmt wird, ob jedes der Intervalle behandelt wurde. Falls die Antwort auf diese Frage «Ja» lautet, kann der Prozess wie veranschaulicht zu einem Ausgabeschritt (das heisst Schritt 611) weitergehen, bei dem die Ausgabe der Abregelanalyse einem Betreiber 612 bereitgestellt wird. Falls nicht alle Intervalle gedeckt wurden, kann der Prozess bei Schritt 613 fortsetzen, bei dem eines der noch nicht gedeckten Intervalle ausgewählt wird. Dann können die Umgebungsbedingungen bei Schritt 614 für das ausgewählte Intervall basierend auf empfangenen Prognosen ausgewählt werden. Unter Fortsetzung bei Schritt 616, kann der Prozess eine Reihe aus der Vertauschungsmatrix auswählen und bei Schritt 618 den Ein-/Aus-Zustand der Gasturbinen gemäss der bestimmten Reihe einstellen.

[0127] Ab hier kann das vorliegende Verfahren gemäss zwei unterschiedlichen Wegen fortsetzen. Insbesondere kann das Verfahren mit einem Optimierungsschritt fortsetzen, der durch Schritt 620 dargestellt ist, während es auch einen Entscheidungsschritt bei Schritt 621 fortsetzt, bei dem der Prozess bestimmt, ob alle Vertauschungen oder Reihen der Vertauschungsmatrix für das ausgewählte Intervall gedeckt wurden. Falls die Antwort darauf «Nein» lautet, kann der Prozess rückwärts zu Schritt 616 verschleif en, bei dem eine andere Vertauschungsreihe für das Intervall ausgewählt wird. Falls die Antwort darauf «Ja» lautet, kann der Prozess wie veranschaulicht zu Schritt 610 weiter zu gehen, um zu bestimmen, ob alle Intervalle gedeckt wurden. Es versteht sich, dass, sobald alle Reihen der Vertauschungsmatrix für jedes Intervall behandelt wurden, der Prozess zu dem Ausgabeschritt von Schritt 611 weitergehen kann.

[0128] Bei Schritt 620 kann das vorliegende Verfahren die Leistung optimieren, indem es das abgestimmte Kraftwerkmodell verwendet, wie zuvor in Fig. 17 besprochen. In Übereinstimmung mit diesem Ansatz können mehrere Fälle für jeden der konkurrierenden Betriebsmodi angelegt werden, das heisst jede der Reihen der Vertauschungsmatrix für jedes der Intervalle der ausgewählten Betriebszeitspanne. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform erzeugt das vorliegende Verfahren vorgeschlagene Parametersätze, in welchen mehrere Betriebsparameter variiert werden, um die Auswirkung auf einen ausgewählten Betriebsparameter oder Leistungsindikator zu bestimmen. Gemäss dieser Ausführungsform kann der vorgeschlagene Parametersatz zum Beispiel das Handhaben von Einstellungen für eine Einlassleitschaufel («IGV») und/oder eine Abgastemperatur der Turbine («Texh») derart aufweisen, dass bestimmt wird, welche Kombination eine minimierte Gesamtbrennstoffverbrauchsrate für das Kraftwerk in Anbetracht des Ein-/Auszustands der bestimmten Reihe und der für das bestimmte Intervall prognostizierten Umgebungsbedingungen ergibt. Es versteht sich, dass der Betrieb, der Brennstoffverbrauch minimiert, während er die anderen Beschränkungen in Zusammenhang mit dem Abregelbetrieb erfüllt, eine Art und Weise darstellt, anhand der Abregelleistung wirtschaftlich optimiert oder mindestens wirtschaftlich in Bezug zu einem oder mehreren alternativen Betriebsmodi verbessert werden kann.

[0129] Wie gezeigt, können gemäss bestimmten Ausführungsformen Kostenfunktionen, Leistungszielsetzungen und/oder Betriebsfähigkeitsbeschränkungen von der vorliegenden Erfindung während dieses Optimierungsprozesses verwendet werden. Diese können anhand eines Kraftwerkbetreibers, der durch Schritt 622 dargestellt ist, bereitgestellt werden. Diese Beschränkungen können Grenzen in Zusammenhang mit den Einstellungen von IGV, Texh-Grenzen, Verbrennungsgrenzen usw. sowie diejenigen aufweisen, die mit den anderen Wärmesystemen zusammenhängen, die eventuell Teil des Kraftwerks sind. Bei Kraftwerken, die Systeme mit kombinierten Zyklen haben, können zum Beispiel der Betrieb oder die Wartung der Dampfturbine während des Abregelvorgangs bestimmte Beschränkungen aufweisen, wie zum Beispiel die Aufrechterhaltung einer Mindestdampftemperatur oder einer Kondensatorvakuumabdichtung. Andere Betriebsfähigkeitsbeschränkungen können die erforderliche Logik aufweisen, dass bestimmte Hilfssysteme bei bestimmten Betriebsmodi beeinflusst werden können und/oder bestimmte Subsysteme sich gegenseitig ausschliessen, wie zum Beispiel Verdunstungskühler und Kälteaggregate.

[0130] Sobald das vorliegende Verfahren durch die Iterationen in Anbetracht der Intervalle und der unterschiedlichen Reihen der Vertauschungsmatrix durchlaufen hat, können die Resultate der Optimierung dem Kraftwerkbetreiber bei Schritt 611 kommuniziert werden. Diese Resultate können einen optimierten Fall für jede der Reihen der Vertauschungsmatrix für jedes der Zeitintervalle aufweisen. Gemäss einem Beispiel beschreibt die Ausgabe einen optimierten Betrieb, der durch eine Brennstoffverbrauch-Kostenfunktion für das Kraftwerk für jeden der Vertauschungen für jedes der Intervalle definiert ist. Insbesondere kann die Ausgabe den erforderten Mindestbrennstoff (wie er unter Verwenden des abgestimmten Kraftwerkmodell gemäss den bereits beschriebenen Verfahren optimiert ist) für jede der möglichen Kraftwerkkonfigurationen (wie durch die Reihen der Vertauschungsmatrix dargestellt) für jedes Intervall aufweisen, während auch die Betriebsfähigkeitsbeschränkungen, Leistungszielsetzungen und erwarteten Umgebungsbedingungen erfüllt werden. Gemäss einer anderen Ausführungsform weist die Ausgabe eine Optimierung auf, die ein Erzeugungsausgabeniveau (das heisst Megawatt) für die möglichen Kraftwerkkonfigurationen für jedes der Intervalle auf dieselbe Art minimiert. Es versteht sich, dass bestimmte der möglichen Kraftwerkkonfigurationen (wie sie durch Vertauschungen der Vertauschungsmatrix dargestellt sind) eventuell ungeachtet der Brennstoffversorgung zum Erzeugen des Ausgabeniveaus nicht fähig sind, die Betriebsfähigkeitsbeschränkungen zu erfüllen. Solche Resultate können eliminiert und nicht weiter berücksichtigt oder als Teil der Ausgabe des Schritts 611 gemeldet werden.

[0131] Die Fig. 19 und 20 stellten grafisch Arten dar, bei welchen eine Gasturbine eines Kraftwerks während einer ausgewählten Betriebszeitspanne, die definierte Intervalle (in den Figuren «I») in Anbetracht typischer Beschränkungen in Zusammenhang mit Übergangsbetrieb aufweist, betrieben werden kann. Es versteht sich, dass Übergangsbetrieb Umschalten einer Erzeugungseinheit zwischen unterschiedlichen Betriebsmodi aufweist, darunter diejenigen, die Übergehen zu oder von einem Abschaltbetriebsmodus involvieren. Wie gezeigt, können mehrere betriebliche Wege oder Sequenzen 639 erhalten werden, abhängig von: 1) einem Ausgangszustand 640 der Gasturbine und 2) Entscheidungen, die in Zusammenhang damit gefällt werden, ob Betriebsmodi in Intervallen zu ändern sind, bei welchen Änderungen in Anbetracht der Übergangsbetriebsbeschränkungen möglich sind. Es versteht sich, dass mehrere unterschiedliche Sequenzen 639 die mehreren Arten, auf welche die Erzeugungseinheit während der gezeigten Intervalle betrieben werden kann, darstellen.

[0132] Es versteht sich, dass die Ausgabe des Verfahrens der Fig. 18 verbunden mit Diagrammen der Fig. 19 und 20 verwendet werden kann, um vorgeschlagene Abregelbetriebssequenzen für Erzeugungseinheiten eines Kraftwerks zu konfigurieren. Die Fig. 19 und 20 veranschaulichen Beispiele dazu, wie eine Erzeugungseinheit eines Kraftwerks eingesetzt werden kann und wie ihre Betriebsmodi im Laufe des Verstreichens von Zeitintervallen geändert werden, die Fälle aufweisen können, bei welchen der Betriebsmodus der Erzeugungseinheit unverändert bleibt, Fälle, bei welchen der Betriebsmodus der Einheit von einem Abschaltbetriebsmodus zu einem Abregelbetriebsmodus geändert wird, sowie Fälle, in welchen der Betriebsmodus der Einheit von einem Abschaltbetriebsmodus zu einem Abregelbetriebsmodus geändert wird. Wie veranschaulicht, ist die Übergangsbetriebsbeschränkung, die bei diesem Beispiel verwendet wird, dass das Ändern eines Betriebsmodus erfordert, dass die Einheit während eines Minimums von mindestens zwei Intervallen in dem geänderten Betriebsmodus bleibt. Die vielen Sequenzen (oder Wege), anhand welcher die Erzeugungseinheit zu dem letzten Intervall gelangt, stellen die möglichen Abregelbetriebssequenzen dar, die für die Einheit in Anbetracht der Übergangsbetriebsbeschränkungen verfügbar sind.

[0133] Es versteht sich, dass die Analyseresultate der Fig. 18 , das heisst der optimierte Abregelbetrieb für jede der Matrixvertauschungen, verwendet werden kann, um aus den möglichen Abregelbetriebssequenzen mehrere bevorzugte Fälle auszuwählen, die vorgeschlagene Abregelbetriebssequenzen genannt werden können. Insbesondere in Anbetracht der Resultate des in Zusammenhang mit Fig. 18 beschriebenen Verfahrens, können die vorgeschlagenen Abregelbetriebssequenzen aus Abregelbetriebsfallen ausgewählt werden, die Kraftwerk-Leistungszielsetzungen und Beschränkungen erfüllen, während die Leistung auch gemäss einer ausgewählten Kostenfunktion (wie zum Beispiel MW-Ausgabe oder Brennstoffverbrauch) optimiert wird. Die Betrachtungen, die in den Fig. 19 und 20 veranschaulicht sind, stellen eine Art des Bestimmens, ob Abregelbetriebssequenzen in Anbetracht von Übergangsbetriebsbeschränkungen erreichbar sind, dar. Die vorgeschlagenen Abregelbetriebssequenzen, zu welchen man durch die kombinierte Analyse der Fig. 18 bis 20 gelangt, sind Betriebssequenzen, die sich mit zeitlichen Begrenzungen in Zusammenhang mit dem Überführen einer Einheit von einem Betriebsmodus zu einem anderen verbunden sind.

[0134] Unter Bezugnahme auf Fig. 21 ist ein Verfahren zum weiteren Modellieren und Analysieren des Abregelbetriebs eines Kraftwerks bereitgestellt. Es versteht sich, dass dieses Verfahren verwendet werden kann, um Abregelkosten im Vergleich zu Abschaltkosten für spezifische Fälle, die eine einzige Erzeugungseinheit während eines definierten Zeitintervalls involvieren, zu analysieren. Es kann jedoch auch verwendet werden, um Kraftwerkniveaukosten zu analysieren, in welchen eine Empfehlung in Zusammenhang mit Arten angestrebt wird, auf die der Betrieb mehrerer Erzeugungseinheiten während einer ausgewählten Betriebszeitspanne, die mehrere Intervalle hat, gesteuert werden kann. Derart kann die Ausgabe der Fig. 18 und 20 derart zusammengefügt werden, dass mögliche Betriebsmodi oder Sequenzen während der Spanne mehrerer Intervalle konfiguriert werden, die, wie dargelegt wird, dann gemäss dem Verfahren der Fig. 21 analysiert werden können, um ein vollständigeres Verstehen des Abregelbetriebs während einer grösseren Betriebs Zeitspanne bereitzustellen.

[0135] Kraftwerkbetreiber müssen, wie bereits besprochen, regelmässig zwischen Abregel- und Abschaltbetriebsmodi während Schwachlastzeiten entscheiden. Obwohl bestimmte Bedingungen den Entschluss unkompliziert machen, ist er oft schwierig, insbesondere in Anbetracht der erhöhten Komplexheit des modernen Kraftwerks und der mehreren Wärmeerzeugungseinheiten, die diese gewöhnlich enthalten. Es versteht sich, dass die Entscheidung des Abregelns gegenüber Abschalten eines Kraftwerks signifikant von einer vollen Beurteilung der wirtschaftlichen Vorteile, die mit jedem Betriebsmodus verbunden sind, abhängt. Die vorliegende Erfindung kann gemäss der in Fig. 21 veranschaulichten alternativen Ausführungsform von Kraftwerkbetreibern verwendet werden, um ein verbessertes Verstehen der Kompromisse in Zusammenhang mit jedem dieser unterschiedlichen Betriebsmodi zu gewinnen, um die Beschlussfassung zu verbessern. Gemäss bestimmten Ausführungsformen kann das Verfahren der Fig. 21 im Tandem mit dem Abregelberater der Fig. 18 verwendet werden, um eine kombinierte Beraterfunktion zu ermöglichen, die: 1) die beste Handlungsweise zwischen Abregel- und Abschaltbetriebsmodi für die Erzeugungseinheiten des Kraftwerks in Anbetracht bekannter Bedingungen und wirtschaftlicher Faktoren empfiehlt, und 2), falls ein Abregelbetrieb die beste Handlungsweise für einige dieser Einheiten ist, das Mindestabregellastniveau, das optimal ist, empfiehlt. Derart können Kraftwerkbetreiber leichter einfache Situationen identifizieren, in welchen die Einheiten der Kraftwerke abgeregelt statt abgeschaltet werden sollten oder umgekehrt, basierend darauf, welche den besten wirtschaftlichen Handlungsweg für das Kraftwerk in Anbetracht eines spezifischen Szenarios von Umgebungsbedingungen, wirtschaftlichen Eingaben und Betriebsparametern darstellt. Nebenvorteile, wie zum Beispiel das Erweitern der Komponentenlebensdauer, sind ebenfalls möglich. Es versteht sich auch, dass die Verfahren und Systeme, die in Zusammenhang mit den Fig. 18 und 21 beschrieben sind, getrennt verwendet werden können.

[0136] Im Allgemeinen wendet das Verfahren des Flussdiagramms 700, das auch Teil eines «Abregelberaters» oder hier ein solcher genannt sein kann, Benutzereingaben und Daten von analytischen Vorgängen derart an, dass Berechnungen ausgeführt werden, die Kosten in Zusammenhang mit dem Abregeln eines Kraftwerks im Vergleich zu seinem Abschalten beurteilen. Es versteht sich, dass das Flussdiagramm 700 der Fig. 21 dieses Beratungsmerkmal bereitstellt, indem gemäss bestimmten bevorzugten Ausführungsformen das abgestimmte Kraftwerkmodell, das oben ausführlich besprochen ist, genutzt wird. Als Teil dieser Funktionalität kann die vorliegende Erfindung zu den unterschiedlichen Ergebnissen, seien sie wirtschaftlich oder anders, zwischen Abregeln und Abschalten eines Kraftwerks während Schwachlastzeiten beraten. Die vorliegende Erfindung kann relevante Daten bereitstellen, die klären, ob das Abregeln des Kraftwerks seinem Abschalten während einer spezifizierten Marktzeitspanne vorzuziehen ist. Gemäss bestimmten Ausführungsformen kann der Betrieb, der die niedrigeren Kosten hat, dann dem Kraftwerkbetreiber als geeignete Aktion empfohlen werden, obwohl, wie hier ebenfalls präsentiert, Nebenprobleme oder andere Betrachtungen, die sich auf die Entscheidung auswirken können, dem Kraftwerkbetreiber ebenfalls kommuniziert werden können. Das vorliegende Verfahren kann potentielle Kosten sowie die Wahrscheinlichkeit des Auftretens solcher Kosten hervorbringen, und diese Betrachtungen können die schlussendliche Entscheidung dazu, welcher der bevorzugte Betriebsmodus ist, beeinflussen. Solche Betrachtungen können zum Beispiel eine vollständige Analyse sowohl der Kurzzeitbetriebskosten als auch der Langzeitbetriebskosten, die mit der Wartung, den Betriebseffizienzen, den Emissionsniveaus, den Ausstattungsnachrüstungen usw. des Werks zusammenhängen, aufweisen.

[0137] Es versteht sich, dass der Abregelberater unter Verwenden vieler der Systeme und Verfahren, die oben beschrieben sind, umgesetzt werden kann, insbesondere derjenigen, die in Verbindung mit den Fig. 16 bis 20 besprochen sind. Der Abregelberater der Fig. 21 kann einen oder mehrere der folgenden Datentypen sammeln und verwenden: vom Benutzer vorgegebene Start- und Stoppzeit für die vorgeschlagene Abregelbetriebszeitspanne (das heisst die Zeitspanne, für die der Abregelbetriebsmodus analysiert oder berücksichtigt wird); Brennstoffkosten, Umgebungsbedingungen, Zeit ausser Schalter, alternative Stromverwendungen, Verkauf/Preis von Strom oder Dampf während der relevanten Zeitspanne; Betriebs- und Wartungskosten während der Zeitspanne; Benutzereingabe; berechnete Abregellast; vorhergesagte Emissionen für den Betrieb; aktuelle Emissionsniveaus, die von dem Kraftwerk abgegeben werden, und Grenzen für die definierten regulatorischen Zeitspannen; Spezifikationen in Zusammenhang mit dem Betrieb der Anfahrvorrichtung; Vorschriften und Ausstattung in Zusammenhang mit Entleerungsprozessen; Fixkosten für Modi des Brennstoffbetriebs; Kosten in Zusammenhang mit dem Anfahrvorgang; Werk-Anfahrzuverlässigkeit; unausgewogene Lasten oder Strafen für Verzögertes Anfahren; Emissionen in Zusammenhang mit dem Anfahren; Brennstoffrate, die für den Hilfsboiler verwendet wird, falls eine Dampfturbine vorhanden ist, und historische Daten in Zusammenhang damit, wie die Gasturbinen des Kraftwerks bei Abregel- oder Abschaltbetriebsmodi gearbeitet haben. Bei bestimmten Ausführungsformen können die Ausgaben von der vorliegenden Erfindung, wie unten besprochen, Folgendes aufweisen: einen empfohlenen Betriebsmodus (das heisst Abregel- und Abschaltbetriebsmodus) für das Kraftwerk während der relevanten Zeitspanne; Kosten in Zusammenhang mit jedem Betriebsmodus; eine empfohlene Werksbetriebslast und ein zeitliches Lastprofil; eine empfohlene Zeit zum Initiieren des Anfahrens der Einheit sowie Emissionen, die seit Jahresbeginn verbraucht wurden und Emissionen, die für den Rest des Jahres verbleiben. Gemäss bestimmten Ausführungsformen kann die vorliegende Erfindung Brennstoffverbrauch und Emissionen des Kraftwerks während der relevanten Zeitspanne berechnen oder vorhersagen, die dann verwendet werden können, um Abregelkosten im Vergleich zu den Abschaltkosten für ein oder mehrere besondere Gasturbinenmaschinen zu berechnen. Das vorliegende Verfahren kann die Kosten jeder Gasturbine bei dem Abschalt- und Abregelmodus verwenden, um die Kombination zu bestimmen, die die minimalen Betriebskosten hat. Solche Optimierung kann auf unterschiedlichen Kriterien basieren, die von dem Kraftwerkbetreiber definiert werden können. Die Kriterien können zum Beispiel auf ein Einkommen, Nettoeinkommen, Emissionen, Effizienz, Brennstoffverbrauch usw. basieren. Zusätzlich, gemäss alternativen Ausführungsformen, kann das vorliegende Verfahren spezifische Aktionen empfehlen, wie zum Beispiel, ob ein Entleerungskredit genommen werden soll oder nicht, die Gasturbineneinheiten, die abgeschaltet werden sollten und/oder diejenigen, die abgeregelt werden sollten (die zum Beispiel auf historische Anfahrzuverlässigkeit und potentiellen Ungleichmässigkeitslasten, die aufgrund eines verzögerten Starts auftreten können, basieren). Die vorliegende Erfindung kann ferner verwendet werden, um Vorhersagen im Zusammenhang mit Brennstoffverbrauch derart zu verbessern, dass zukünftige Brennstoffeinkaufe präziser gemacht werden, oder, alternativ Brennstoffeinkäufe für Marktzeitspannen ermöglichen, die weiter in der Zukunft liegen, die sich positiv auf den Brennstoffpreis und/oder auf das Wahren eines schlankeren Brennstoffbestands oder einer Marge auswirken sollten.

[0138] Fig. 19 veranschaulicht eine beispielhafte Ausführungsform eines Abregelberaters gemäss einer beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, die die Form eines Flussdiagramms 700 hat. Der Abregelberater kann verwendet werden, um zu den relativen Kosten während einer zukünftigen Betriebszeitspanne des Abschaltens eines Kraftwerks oder eines Abschnitts davon, während andere der Erzeugungseinheiten in einem Abregelmodus betrieben werden, zu beraten. Gemäss dieser beispielhaften Ausführungsform können die möglichen Kosten, die mit dem Abschalt- und Abregelbetriebsmodus verbunden sind, analysiert und dann einem Kraftwerkbetreiber für entsprechende Aktion kommuniziert werden.

[0139] Als anfängliche Schritte können bestimmte Daten oder Betriebsparameter gesammelt werden, die die Betriebskosten beeinflussen oder verwendet werden können um die Betriebskosten während der ausgewählten Abregelbetriebszeitspanne zu bestimmen. Diese werden, wie veranschaulicht, entsprechend gruppiert in: Abregeldaten 701, Abschaltdaten 702 und gemeinsame Daten 703. Die gemeinsamen Daten 703 weisen diejenigen Kostenelemente auf, die sowohl Abschalt- als auch Abregelbetriebsmodi betreffen. Die gemeinsamen Daten 703 weisen zum Beispiel die ausgewählte Betriebs Zeitspanne, für die die Analyse des Abregelbetriebsmodus ausgeführt wird, auf. Es versteht sich, dass mehr als eine ausgewählte Betriebs Zeitspanne definiert und getrennt für konkurrierende Abregelbetriebsmodi analysiert werden kann, so dass eine umfangreichere Optimierung während eines erweiterten Zeitrahmens erhalten wird. Es versteht sich, dass das Definieren der ausgewählten Betriebszeitspanne das Definieren der Länge der Zeitspanne sowie ihren Anfangs- oder Endpunkt aufweisen kann. Andere gemeinsame Daten 703 können, wie gezeigt, Folgende aufweisen: den Brennstoffpreis, die verschiedenen Emissionsbegrenzungen für das Kraftwerk sowie Daten in Zusammenhang mit Umgebungsbedingungen. Was die Emissionsbegrenzungen betrifft, können die gesammelten Datengrenzen aufweisen, die während einer definierten regulatorischen Zeitspanne, wie zum Beispiel ein Jahr, angefallen sind, und die Mengen, die dem Kraftwerk bereits angefallen sind und das Ausmass, in dem die geltende regulatorische Zeitspanne bereits erhoben wurde. Ferner können Emissionsdaten Strafzahlungen oder andere Kosten, die mit dem Überschreiten irgendwelcher der Grenzen zusammenhängen, aufweisen. Derart kann das vorliegende Verfahren über den aktuellen Status des Kraftwerks bezüglich jährlicher oder periodischer regulatorischer Grenzen sowie der Wahrscheinlichkeit eines möglichen Verstosses und Strafzahlungen verbunden mit solchen Nichteinhaltungen informiert werden. Diese Informationen können für den Entschluss, ob Erzeugungseinheiten abgeschaltet oder abgeregelt werden, relevant sein, da sich jeder Betriebstyp unterschiedlich auf Kraftwerksemissionen auswirkt. Was die Umgebungsbedingungsdaten betrifft, können solche Daten erhalten und gemäss denjenigen Prozessen, die hier bereits beschrieben wurden, verwendet werden.

[0140] Es versteht sich, dass der Abregelbetriebsmodus Daten hat, die einzig für eine Bestimmung der Betriebskosten, die mit ihm zusammenhängen, relevant sind. Derartige Abregeldaten 701, weisen, wie veranschaulicht, Einkommen auf, das anhand des Stroms, der erzeugt wird, während das Kraftwerk mit dem Abregelniveau arbeitet, verdient werden kann. Spezifischer besteht das Potenzial, dass der Strom Einkommen für das Kraftwerk erzeugt, weil der Abregelbetriebsmodus einer ist, bei dem Stromerzeugung fortgesetzt wird. Insoweit als das erfolgt, kann das Einkommen verwendet werden, um einige der anderen Betriebskosten, die mit dem Abregelbetriebsmodus verbunden sind, zu kompensieren. Das vorliegende Verfahren weist folglich das Empfangen eines Preises oder irgendeiner anderen wirtschaftlichen Angabe verbunden mit dem Verkauf oder geschäftlichen Gebrauch des Stroms, den das Kraftwerk erzeugt, während es in dem Abregelmodus arbeitet, auf. Das kann auf historischen Daten basieren, und das verdiente Einkommen kann von dem Abregelniveau abhängen, mit dem das Kraftwerk arbeitet.

[0141] Die Abregeldaten 701 können ferner Betrieb und Wartung verbunden mit dem Betrieb des Kraftwerks beim Abregelniveau während der ausgewählten Betriebszeitspanne aufweisen. Das kann auch auf historischen Daten basieren, und solche Kosten können von dem Abregelniveau, für das Kraftwerk und davon, wie das Kraftwerk konfiguriert ist, abhängen. In einigen Fällen kann diese Last als Stundenkosten wiedergegeben werden, die von einem Lastniveau und historischen Aufzeichnungen ähnlichen Betriebs abhängen. Die Abregeldaten 701 können ferner Daten aufweisen, die mit Kraftwerkemmissionen beim Betrieb in dem Abregelmodus zusammenhängen.

[0142] Die Abschaltdaten 702 weisen auch mehrere Elemente auf, die für den Abschaltbetriebsmodus einzigartig sind, und dieser Datentyp kann bei diesem Stadium des aktuellen Verfahrens gesammelt werden. Gemäss bestimmten Ausführungsformen gehören dazu Daten, die mit dem Betrieb der Anfahrvorrichtung während der Abschaltzeitspanne verbunden sind. Zusätzlich werden Daten in Zusammenhang mit unterschiedlichen Phasen des Abschaltbetriebs definiert. Diese können zum Beispiel Daten aufweisen, die mit Folgendem verbunden sind: mit dem Abschaltvorgang selbst, der historische Daten zur Länge der Zeit aufweisen kann, die erforderlich ist, um die Erzeugungseinheiten von einem gewöhnlichen Lastniveau auf einen Zustand zu bringen, in dem die Anfahrvorrichtung eingesetzt wird, mit der Länge der Zeit, während das Kraftwerk gemäss der ausgewählten Betriebs Zeitspanne abgeschaltet bleibt, der Länge der Zeit, während der die Erzeugungseinheit typischerweise auf der Anfahrvorrichtung bleibt, und mit Daten verbunden mit dem Prozess, durch welchen die Erzeugungseinheiten nach dem Abschalten neu angefahren oder wieder an das Netz gebracht werden, sowie die Zeit, die dazu erforderlich ist, Anfahrbrennstoffanforderungen und Anfahremissionsdaten. Beim Bestimmen der Anfahrzeit können Informationen zu den möglichen Anfahrtypen für die Erzeugungseinheit und Spezifikationen, die damit zusammenhängen, bestimmt werden. Ein Fachmann versteht, dass Anfahrprozesse von der Zeit, während der das Kraftwerk abgeschaltet bleibt, abhängen können. Eine andere Betrachtung, die die Anfahrzeit beeinflusst, ist, ob das Kraftwerk bestimmte Merkmale aufweist, die die Anfahrzeit beeinflussen oder verkürzen und/oder ob der Betreiber des Kraftwerks auswählt, irgendeines dieser Merkmale einzusetzen. Ein Entleerungsprozess kann zum Beispiel, falls erforderlich, die Anfahrzeit verlängern. Ein Entleerungskredit kann jedoch verfügbar sein, falls das Kraftwerk auf eine bestimmte Art abgeschaltet wurde. Fixkosten, die mit dem Abschaltvorgang verbunden sind, darunter diejenigen in Zusammenhang mit dem Anfahren, können während dieses Schritts ermittelt werden, wie auch Kosten, die irgendeiner der relevanten Erzeugungseinheiten eigen sind. Emissionsdaten, die mit dem Anfahren und/oder Abschalten des Kraftwerks verbunden sind, können ebenfalls ermittelt werden. Diese können auf historischen Betriebsaufzeichnungen oder Anderem basieren. Schliesslich können Daten, die mit der Anfahrzuverlässigkeit jeder der Wärmeerzeugungseinheiten verbunden sind, ermittelt werden. Es versteht sich, dass Kraftwerken Gebühren, Strafzahlungen und/oder Vertragsstrafen auferlegt werden können, falls der Prozess des Zurückbringens von Einheiten an das Netz Verzögerungen aufweist, die darin resultieren, dass das Kraftwerk unfähig ist, seinen Lastpflichten nachzukommen. Diese Kosten können bestimmt und, wie unten ausführlicher besprochen, in Anbetracht der historischen Daten, die mit der Anfahrzuverlässigkeit zusammenhängen, bestimmt werden. Derart können solche Lasten vernachlässigt werden, um die Wahrscheinlichkeit des Auftretens wiederzugeben und/oder einen Aufwand aufweisen, durch den die Gefahr solcher Lasten abgesichert oder versichert wird.

[0143] Aus den anfänglichen Datenerfassungsschritten von 701 bis 703 kann die beispielhafte Ausführungsform, die in Fig. 19 veranschaulicht ist, anhand eines Abregelanalysators 710 und eines Abschaltanalysators 719 vorgehen, die jeweils konfiguriert sein können, um Betriebskosten für den Betriebsmodus, dem er entspricht, zu berechnen. Wie veranschaulicht, kann jeder dieser Analysatoren 710, 719 zum Bereitstellen von Kosten-, Emissions- und/oder anderen Daten zu Schritt 730 weiter gehen, bei dem Daten, die mit möglichen Abregel- oder Einheitsabschaltszenarien verbunden sind, kompiliert und verglichen werden, so dass schliesslich eine Ausgabe zu einem Kraftwerkbetreiber bei Schritt 731 gemacht werden kann. Wie besprochen, kann diese Ausgabe 731 Kosten und andere Betrachtungen für eines oder mehrere der möglichen Szenarien aufweisen und kann schliesslich eine besondere Aktion und die Gründe dafür empfehlen.

[0144] Was den Abregelanalysator 710 betrifft, kann das Verfahren zuerst das Lastniveau für den vorgeschlagenen Abregelvorgang während der ausgewählten Betriebszeitspanne bestimmen. Wie unten ausführlicher besprochen, kann viel der Kosten, die mit dem Abregelvorgang verbunden sind, signifikant von dem Lastniveau abhängen, mit dem das Kraftwerk arbeitet, sowie davon, wie das Kraftwerk konfiguriert ist, um diese Last zu erzeugen, was zum Beispiel aufweisen kann, wie die verschiedenen Wärmeerzeugungseinheiten eingesetzt werden (das heisst welche abgeregelt und welche abgeschaltet werden). Das Abregellastniveau für den vorgeschlagenen Abregelvorgang kann auf verschiedene unterschiedliche Arten gemäss alternativen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung bestimmt werden. Zuerst kann der Kraftwerkbetreiber das Abregellastniveau auswählen. Dann kann das Lastniveau anhand analysehistorischer Aufzeichnungen in Zusammenhang mit vergangenen Abregellastniveaus, bei welchen das Kraftwerk effizient gearbeitet hat, ausgewählt werden. Ausgehend von diesen Aufzeichnungen kann das vorgeschlagene Lastniveau analysiert und basierend auf vom Betreiber gelieferten Kriterien ausgewählt werden, wie zum Beispiel Effizienz, Emissionen, Erfüllen einer oder mehrerer der für den Standort spezifischen Zielsetzungen, Verfügbarkeit alternativer gewerblicher Nutzungen für den während des Abregelzustands erzeugten Stroms, Umgebungsbedingungen sowie andere Faktoren.

[0145] Als ein drittes Verfahren zum Auswählen des Abregelniveaus für den vorgeschlagenen Abregelvorgang, kann ein durch einen Computer umgesetztes Optimierungsprogramm, wie zum Beispiel das in Zusammenhang mit Fig. 18 beschriebene, verwendet werden, um ein optimiertes Abregelniveau zu berechnen. Dieser Prozess ist in Fig. 19 durch die Schritte 711 und 712 dargestellt. Ein optimiertes Abregelniveau kann berechnet werden, indem Abregelbetriebsmodi bei Schritt 711 vorgeschlagen und dann bei Schritt 712 analysiert werden, falls die Betriebsgrenzen für das Kraftwerk erfüllt sind. Es versteht sich, dass eine ausführlichere Beschreibung dazu, wie das verwirklicht wird, oben in Verbindung mit Fig. 18 bereitgestellt ist. Indem ein Prozess wie dieser verwendet wird, um das Abregelniveau zu optimieren, versteht sich, dass die Abregelbetriebsmodi, die zum Vergleich mit den Abschaltalternativen für die ausgewählte Betriebszeitspanne ausgewählt werden, optimierte Fälle darstellen, und dass in Anbetracht dessen der Vergleich zwischen den Abregel- und den Abschaltalternativen sinnvoll ist. Wie verbunden mit Fig. 18 erwähnt, kann das Mindestabregelniveau anhand eines Optimierungsprozesses berechnet werden, der das Abregelniveau gemäss Kriterien, die vom Betreiber ausgewählt werden optimiert. Eine der Funktionen kann das Niveau des Brennstoffverbrauchs während der vorgeschlagenen Abregelzeitspanne sein. Das optimierte Abregelniveau kann daher durch Optimieren des Brennstoffverbrauchs zu einem Mindestniveau bestimmt werden, während auch alle anderen betrieblichen Grenzen oder standortspezifischen Leistungszielsetzungen erfüllt werden.

[0146] Davon ausgehend kann das vorliegende Verfahren der Fig. 19 die Kosten bestimmen, die mit dem vorgeschlagenen Abregelbetriebsmodus für die ausgewählte Betriebszeitspanne gemäss den Merkmalen des Abregelbetriebsmodus, die anhand der Schritte 711 und 712 bestimmt wurden, verbunden sind. Wie veranschaulicht, kann Schritt 713 den Brennstoffverbrauch berechnen und daraus die Brennstoffkosten für den vorgeschlagenen Abregelbetrieb. Gemäss der eben besprochenen beispielhaften Ausführungsform, die eine Optimierung basierend auf Minimieren des Brennstoffverbrauchs beschreibt, können Brennstoffkosten durch einfaches Nehmen des berechneten Brennstoffniveaus als Teil des Optimierungsschritts und dann sein Multiplizieren durch den erwarteten oder bekannten Preis für Brennstoff abgeleitet werden. Bei einem nächsten Schritt (Schritt 715) kann das Einkommen, das durch Strom, der während der ausgewählten Betriebszeitspanne erzeugt wird, in Anbetracht des vorgeschlagenen Abregelniveaus und der Verfügbarkeit gewerblicher Nachfrage während der ausgewählten Betriebs Zeitspanne berechnet werden. Dann können bei Schritt 716 Betriebs- und Wartungskosten bestimmt werden. Die Betriebs- und Wartungskosten, die mit dem vorgeschlagenen Abregelbetrieb verbunden sind, können anhand irgendeines herkömmlichen Verfahrens berechnet werden und können von dem Abregelniveau abhängen. Die Betriebs- und Wartungskosten können als eine stündliche Last wiedergegeben werden, die aus historischen Aufzeichnungen von Abregelbetrieben abgeleitet wird, und kann eine Komponentennutzungslast aufweisen, die einen Anteil der erwarteten Lebensdauer unterschiedlicher Systemkomponenten wiedergibt, die während des vorgeschlagenen Abregelbetriebs verwendet werden. Bei einem nächsten Schritt, der durch Schritt 717 angegeben ist, können Nettokosten für den vorgeschlagenen Abregelbetriebsmodus für die ausgewählte Betriebszeitspanne durch Hinzufügen der Kosten (Brennstoff, Betrieb und Wartung) und Abziehen des Einkommens berechnet werden.

[0147] Das vorliegende Verfahren kann auch Schritt 718 aufweisen, der die Kraftwerksemissionen während der ausgewählten Betriebszeitspanne in Anbetracht des vorgeschlagenen Abregelbetriebsmodus bestimmt, die der «Emissionseinfluss» genannt werden können. Die Nettokosten und der Emissionseinfluss können dann einem Kompilations- und einem Vergleichsschritt bereitgestellt werden, der als Schritt 730 dargestellt ist, so dass die Kosten und der Emissionseinfluss unterschiedlicher Abregelszenarien analysiert werden können, so dass schliesslich eine Empfehlung bei einem Ausgabeschritt 731, wie unten ausführlicher beschrieben, bereitgestellt werden kann.

[0148] Unter Bezugnahme auf den Abschaltanalysator 719, kann dieser verwendet werden, um Aspekte zu berechnen, die mit dem Betrieb einer oder mehrerer der Erzeugungseinheiten des Kraftwerks bei einem Abschaltbetriebsmodus während der ausgewählten Betriebszeitspanne verbunden sind. Als Teil dieses Aspekts der Erfindung können Vorgänge, die Vorgehensweisen aufweisen, anhand welcher das Kraftwerk abgeschaltet und dann neu am Ende der ausgewählten Zeitspanne angefahren wird, hinsichtlich der Kosten und Emissionen analysiert werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann der Abschaltanalysator 719 als Teil anfänglicher Schritte 720 und 721 einen vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus bestimmen, der einen optimierten Abschaltbetriebsmodus darstellen kann. Der vorgeschlagene Abschaltbetriebsmodus, der Prozesse aufweist, durch welche eine oder mehrere der Erzeugungseinheiten abgeschaltet und dann wieder angefahren werden, um die Einheiten am Ende der ausgewählten Betriebszeitspanne wieder an das Netz zu nehmen. Es versteht sich, dass die Länge der Zeitspanne, während welcher eine Erzeugungseinheit nicht in Betrieb ist, den Typ der möglichen Anfahrprozesse, die für sie verfügbar sind, bestimmt. Ob ein Heiss- oder Kaltanfahren verfügbar ist, hängt jeweils davon ab, ob die Abschaltzeitspanne kurz oder lang ist. Beim Bestimmen des vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus kann das vorliegende Verfahren die Zeit berechnen, die für den Anfahrprozess erforderlich ist, um die Erzeugungseinheit zu einem betrieblichen Lastniveau zurückzubringen. Bei Schritt 721 kann das Verfahren der vorliegenden Erfindung prüfen, um sicherzustellen, dass die vorgeschlagene Abschaltbetriebsvorgehensweise alle Betriebsgrenzen des Kraftwerks erfüllt. Falls eine der Betriebsgrenzen nicht erfüllt wird, kann das Verfahren zu Schritt 720 zurückkehren, um eine alternative Anfahrvorgehensweise zu berechnen. Das kann wiederholt werden, bis eine optimierte Anfahrvorgehensweise berechnet ist, die die betrieblichen Begrenzungen des Kraftwerks erfüllt. Es versteht sich, dass gemäss den Verfahren und Systemen, die oben besprochen sind, das abgestimmte Kraftwerkmodell verwendet werden kann, um alternative Abschaltbetriebsmodi zu simulieren, um optimierte Fälle in Anbetracht der Betriebszeitspanne und projizierten Umgebungsbedingungen zu bestimmen.

[0149] Angesichts des vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus der Schritte 720 und 721, kann der Prozess mit dem Bestimmen der damit verbundenen Kosten fortsetzen. Zu den anfänglichen Schritten gehört das Analysieren der Beschaffenheit des Anfahrprozesses, den der Abschaltbetriebsmodus aufweist. Bei Schritt 722 kann der Prozess die spezifischen Betriebsparameter des Anfahrens bestimmen, das ein Bestimmen, ob ein Entleeren erforderlich ist oder von einem Kraftwerkbetreiber verlangt wird, aufweisen kann. In Anbetracht des bestimmten Anfahrens können Brennstoffkosten bei Schritt 723 bestimmt werden. Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform berechnet der Abschaltanalysator 719 dann Kosten, die mit den Verzögerungen, die manchmal während des Anfahrprozesses auftreten, verbunden sind. Insbesondere, wie in Schritt 724 angegeben, kann der Prozess die Wahrscheinlichkeit einer solchen Verzögerung berechnen. Diese Berechnung kann als Eingaben den Typ des Anfahrens sowie historische Aufzeichnungen, die mit vergangenen Anfahrvorgängen der betreffenden Erzeugungseinheiten in dem Kraftwerk verbunden sind, sowie Daten in Zusammenhang mit Anfahrvorgängen solcher Erzeugungseinheiten in anderen Kraftwerken aufweisen. Als Teil davon kann der Prozess Kosten berechnen, die mit dem vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus verbunden sind, die die Wahrscheinlichkeit des Auftretens einer Anfahrverzögerung wiedergeben, und die Strafzahlungen, wie zum Beispiel Vertragsstrafen, die anfallen können. Diese Kosten können irgendwelche Kosten in Zusammenhang mit einer Absicherungstaktik aufweisen, durch die das Kraftwerk einen Teil der Gefahr des Auftretens solcher Strafzahlungen auf einen Service Provider oder anderen Versicherer weitergibt.

[0150] Bei Schritt 726 kann das vorliegende Verfahren Kosten in Zusammenhang mit dem Betrieb der Anfahrvorrichtung während des Abschaltprozesses bestimmen. Das Verfahren kann ein Drehzahlprofil für die Anfahrvorrichtung in Anbetracht der Abschaltzeitspanne berechnen und unter dessen Verwendung werden Kosten für Hilfsleistung, die erforderlich ist, um die Anfahrvorrichtung zu betreiben, bestimmt. Es versteht sich, dass das die Leistung darstellt, die erforderlich ist, um die Rotorblätter der Gasturbine, während sie abkühlt, drehen zu lassen, was erfolgt, um ein Verziehen oder Verformung zu vermeiden, die anderenfalls auftreten würde, falls es den Blättern erlaubt wird, in stationärer Position abzukühlen. Bei Schritt 727, wie veranschaulicht, können Betriebs- und Wartungskosten für den Abschaltbetrieb bestimmt werden. Die Betriebs- und Wartungskosten in Zusammenhang mit dem vorgeschlagenen Abschalten können anhand irgendeines herkömmlichen Verfahrens berechnet werden. Die Betriebs- und Wartungskosten können eine Komponentennutzungslast aufweisen, die einen Anteil der erwarteten Lebensdauer unterschiedlicher Systemkomponenten wiedergibt, die während des vorgeschlagenen Abschaltbetriebs verwendet werden. Bei einem nächsten Schritt, der durch Schritt 728 angegeben ist, können Nettokosten für den vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus für die ausgewählte Betriebszeitspanne durch Hinzufügen der Kosten für Brennstoff, Anfahrvorrichtung sowie Betrieb und Wartung berechnet werden. Das vorliegende Verfahren kann auch Schritt 729 aufweisen, bei dem die Kraftwerksemissionen während der ausgewählten Betriebszeitspanne in Anbetracht des vorgeschlagenen Abschaltbetriebsmodus bestimmt werden, die wie oben «Emissionseinfluss» des Betriebsmodus genannt werden können. Die Nettokosten und der Emissionseinfluss können dann dem Kompilations- und Vergleichsschritt bereitgestellt werden.

[0151] Bei Schritt 730 kann das aktuelle Verfahren unterschiedliche Kraftwerk-Abregelbetriebsmodi für die ausgewählte Betriebszeitspanne kompilieren und vergleichen. Gemäss einer Ausführungsform kann das aktuelle Verfahren konkurrierende Abregelbetriebsmodi analysieren, die als ein Teil der Verfahren und Prozesse, die in Verbindung mit den Fig. 18 bis 20 beschrieben sind, identifiziert wurden. Bei Schritt 730 können die kompilierten Kostendaten und der Emissionseinfluss für jeden der konkurrierenden Abregelbetriebsmodi verglichen und als eine Ausgabe als Teil des Schritts 730 bereitgestellt werden. Derart, je nachdem, wie sich die konkurrierenden Betriebsmodi vergleichen, kann eine Empfehlung dazu bereitgestellt werden, wie das Kraftwerk während der ausgewählten Abschaltbetriebszeitspanne betrieben werden sollte, darunter welche der Turbinen abgeschaltet und welche abgeregelt werden sollten, und das Abregelniveau, bei dem sie betrieben werden sollten.

[0152] Emissionsdaten können ebenfalls als Teil der Ausgabe des Schritts 731 bereitgestellt werden, insbesondere bei Fällen, bei welchen die analysierten konkurrierenden Betriebsmodi ähnliche wirtschaftliche Resultate haben. Es versteht sich, dass Bekanntgabe der Einwirkungen jeder Alternative auf die Kraftwerkimmissionen, und in Anbetracht der Einwirkung, die Wahrscheinlichkeit der Nichteinhaltung während der vorliegenden regulatorischen Zeitspanne ebenfalls bereitgestellt werden kann, sowie ein damit verbundenes wirtschaftliches Resultat. Insbesondere können die summierten Emissionen eines oder mehrerer Kraftwerkschadstoffe während der regulatorischen Zeitspanne mit Gesamtgrenzen, die während dieses Zeitrahmens zulässig sind, verglichen werden. Gemäss bestimmten bevorzugten Ausführungsformen kann der Schritt des Kommunizierens des Resultats des Vergleichs das Angeben einer Emissionsrate des Kraftwerks aufweisen, die durch Mitteln eines kumulativen Emissionsniveaus für das Kraftwerk während eines Abschnitts einer laufenden regulatorischen Emissionszeitspanne, die mit einer Emissionsrate verbunden ist, die durch Mitteln einer kumulativen Emissionsgrenze während der laufenden regulatorischen Emissionszeitspanne berechnet wird, abgeleitet wird. Das kann erfolgen, um zu bestimmen, wie sich das Kraftwerk beim Vergleich mit mittleren Emissionsraten, die ohne Riskieren eines Verstosses zulässig sind, verhält. Das Verfahren kann die Emissionen bestimmen, die für das Kraftwerk während der laufenden regulatorischen Zeitspanne noch verfügbar sind, und ob ausreichende Niveaus verfügbar sind, um entweder die vorgeschlagenen Betriebsmodi zu berücksichtigen oder stattdessen, falls sich die Emissionen unzulässig auswirken, Erhöhungen der Wahrscheinlichkeit eines zukünftigen regulatorischen Verstosses.

[0153] Als eine Ausgabe kann das vorliegende Verfahren eine empfohlene Aktion bereitstellen, die in Zusammenhang mit den Vorteilen/Nachteilen, seien sie wirtschaftlich oder anders, zwischen den vorgeschlagenen Abregel- und Abschaltbetriebsmodi berät. Die Empfehlung kann ein Reporting der Kosten sowie eine detaillierte Aufschlüsselung auf die Kategorien, in welchen diese Kosten angefallen sind, und die Annahmen, die bei ihrer Berechnung erfolgt sind, aufweisen. Zusätzlich kann die empfohlene Aktion eine Übersicht über irgendwelche andere Betrachtungen aufweisen, die sich auf die Entscheidung auswirken könnten, durch die der günstigste Betriebsmodus ausgewählt wird. Diese können Informationen aufweisen, die mit anwendbaren Emissionsgrenzen und regulatorischen Zeitspannen verbunden sind, sowie wie sich die laufenden kumulativen Emissionen des Kraftwerks im Vergleich dazu verhalten. Das kann aufweisen, dass die Betreiber von Kraftwerken über irgendeinen Betriebsmodus informiert werden, der die Gefahr des Verstosses gegen Emissionsschwellenwerte sowie die Kosten, die mit solchen Verstössen einhergehen, unvernünftig erhöht.

[0154] Die vorliegende Erfindung kann ferner eine vereinheitlichte Systemarchitektur oder ein integriertes Rechensteuersystem aufweisen, das die Leistung vieler der funktionalen Aspekte, die oben beschrieben sind, effizient ermöglicht und verbessert. Kraftwerke, auch die, die im Gemeinschaftsbesitz sind, arbeiten oft über unterschiedliche Märkte, staatliche Gerichtsbarkeiten und Zeitzonen, und weisen viele Typen von Interessensträgern und Entscheidungsträgern auf, die an ihrer Verwaltung beteiligt sind, und existieren unter unterschiedlichen Instandhaltungs- und anderen vertraglichen Vereinbarungen. Innerhalb solcher unterschiedlicher Gegebenheiten kann ein einzelner Eigentümer eine Anzahl von Kraftwerken, die jeweils mehrere Erzeugungseinheiten und Typen haben, über sich überlagernde Märkte steuern und betreiben. Die Eigentümer können auch unterschiedliche Kriterien zum Beurteilen effektiven Kraftwerkbetriebs haben, die zum Beispiel eindeutige Kostenmodelle, Reaktionszeiten, Verfügbarkeit, Anpassungsfähigkeit, Cybersicherheit, Funktionalität und Unterschiede die der Art, wie getrennte Märkte funktionieren, inhärent sind. Wie sich jedoch versteht, beruhen die meisten aktuellen Stromhandelsmärkte auf unterschiedlichen offline erzeugten Dateien, die sich mehrere Parteien und Entscheidungsträger teilen, darunter die, die zwischen Tradern, Kraftwerkmanagern und Regulierungsbehörden übertragen werden. In Anbetracht solcher Komplexheiten können die Fähigkeiten von Kraftwerken und/oder Erzeugungseinheiten innerhalb eines Marktsegments nicht vollständig verstanden werden, insbesondere über die geschichtete Hierarchie, die sich zum Beispiel von einzelnen Erzeugungseinheiten zu Kraftwerken oder von Kraftwerken zu Flotten solcher Kraftwerke erstrecken. Jedes aufeinanderfolgende Niveau des Stromhandelsmarkts sichert typischerweise die Leistung ab, die von dem darunterliegenden Niveau gemeldet wird. Das resultiert in Ineffizienzen und Einkommensverlusten für die Eigentümer während das aufeinanderfolgende Absichern in systemische Unterauslastung compoundiert. Ein anderer Aspekt der vorliegenden Erfindung, wie unten besprochen, funktioniert, um Abschaltungen zu lindern, die nicht die Wurzel dieser Probleme sind. Gemäss einer Ausführungsform wird ein System oder eine Plattform entwickelt, die Analytik ausführt, historische Daten sammelt und beurteilt und «Was-wenn»-oder alternative Szenarienanalysen an einer vereinheitlichten Systemarchitektur ausführt. Die vereinheitlichte Architektur kann verschiedene Funktionen, verschiedene Komponenten, wie zum Beispiel Kraftwerkmodellierung, Unterstützungstools für betriebliche Entscheidungsunterstützungstools, Vorhersage des Kraftwerkbetriebs und der Leistung und Optimierung gemäss Leistungszielsetzungen effizienter ermöglichen. Gemäss bestimmten Aspekten kann die vereinheitlichte Architektur das anhand einer Integration lokaler Komponenten des Kraftwerks mit den von ihm entfernten erzielen, wie zum Beispiel diejenigen, die sich auf einer zentral gehosteten oder auf Cloud basierenden Infrastruktur befinden. Es versteht sich, dass Aspekte solcher Integration verbesserte und präzisere Kraftwerkmodelle erlauben können, während sie sich nicht auf Konsistenz, Wirksamkeit oder Rechtzeitigkeit der Resultate auswirken. Das kann das Verwenden der bereits besprochenen abgestimmten Kraftwerkmodelle auf lokalen und extern gehosteten Rechensystemen aufweisen. In Anbetracht dieser Verteilung auf eine extern gehostete Infrastruktur, kann die Systemarchitektur zur Abfertigung zusätzlicher Standorte und Einheiten praktisch angepasst werden.

[0155] Unter Bezugnahme auf die Fig. 22 bis 25 , werden skalierbare Architekturen und Steuersysteme präsentiert, die verwendet werden können, um die vielen Anforderungen zu unterstützen, die mit dem Steuern, Verwalten und Optimieren einer Flotte von Kraftwerken, in welchen mehrere Erzeugungseinheiten über mehrere Orte verstreut sind, verbunden sind. Eine lokale/entfernte Hybridarchitektur, wie hier bereitgestellt, kann basierend auf bestimmten Kriterien oder Parametern, die für die Situation oder den Fall spezifisch sind, verwendet werden. Ein Eigentümer oder Betreiber, der eine Reihe von Kraftwerken hat, kann zum Beispiel wünschen, dass bestimmte Aspekte der Funktionalität des Systems lokal gehostet werden, während andere zentral gehostete Umgebung sind, wie zum Beispiel in einer auf Cloud basierenden Infrastruktur, um Daten von allen Erzeugungseinheiten zusammenzulegen und als ein gemeinsamer Bestand von Daten zu agieren, die verwendet werden können, um die Daten über Querverweiswerte von gemeinsamer Ausstattung, Konfigurationen und Bedingungen zu bearbeiten, während auch analytische Funktionen unterstützt werden. Das Verfahren des Auswählens der geeigneten Architektur für jeden der unterschiedlichen Typen von Eigentümer/Betreiber kann sich auf die signifikanten Anliegen konzentrieren, die dem Betrieb der Kraftwerke zu Grunde liegen, sowie auf die spezifischen Merkmale des Strommarkts, in dem die Kraftwerke arbeiten. Gemäss bestimmten Ausführungsformen, wie unten bereitgestellt, können Leistungsberechnungen lokal ausgeführt werden, um die Steuerung in geschlossener Schleife eines besonderen Kraftwerks zu unterstützen, Cybersicherheit zu verbessern oder die Reaktionsgeschwindigkeit bereitzustellen, die erforderlich ist, um Fast-Echtzeit-Verarbeitung anzupassen. Andererseits kann das vorliegende System derart konfiguriert werden, dass der Datenfluss zwischen lokalen und entfernten Systemen lokale Daten und Modellabstimmparameter aufweist, die zu der zentral gehosteten Infrastruktur zum Anlegen eines abgestimmten Kraftwerkmodells übertragen werden, das dann für Analytik, wie zum Beispiel die Analyse eines alternativen Szenarios, verwendet wird. Entfernte oder zentral gehostete Infrastrukturen können verwendet werden, um Wechselwirkungen zwischen einem gemeinsamen Kraftwerkmodell gemäss den einzigartigen Erfordernissen der unterschiedlichen Benutzertypen, die dazu Zugang anfordern, anzupassen. Zusätzlich kann eine Strategie zum Skalieren basierend auf Reaktionszeit und Dienstleistungsvereinbarungen, die von den einzigartigen Aspekten des besonderen Marktes abhängen, bestimmt werden. Falls schnellere Reaktionszeiten zu der Verfügbarkeit der endgültigen Resultate erforderlich sind, können die analytischen Prozesse sowohl hinsichtlich der Software- als auch der Hardware-Ressourcen skaliert werden. Die Systemarchitektur unterstützt ferner Redundanz. Falls irgendein System, das Analytik ausführt, ausfällt, kann die Verarbeitung auf einem redundanten Knoten fortgesetzt werden, der dieselben Kraftwerkmodelle und historischen Daten aufweist. Die vereinheitlichte Architektur kann Anwendungen und Prozesse zusammenbringen, um die Leistung zu fördern und den Funktionalitätsumkreis zu erweitern, um sowohl technische als auch gewerbliche Vorteile zu erzielen. Es versteht sich, dass solche Vorteile die Folgenden aufweisen: praktische Integration neuer Kraftwerkmodelle, Trennen von Vorgehensweisen und Modellen, Ermöglichen des Teilens derselben Daten in Echtzeit zwischen verschiedenen Betreibern, während die Daten auch auf einzigartige Arten gemäss den Erfordernissen jedes der Betreiber präsentiert werden, praktische Nachrüstungen und Übereinstimmung mit NERC-CIP-Begrenzungen für das Senden von Überwachungskontrollen.

[0156] Fig. 22 veranschaulicht ein Logikflussdiagramm oder Verfahren hohen Niveaus zur Flottenniveauoptimierung gemäss bestimmten Aspekten der vorliegenden. Wie gezeigt, kann die Flotte mehrere Erzeugungseinheiten oder Bestände 802 aufweisen, die getrennte Erzeugungseinheiten in mehreren Kraftwerken oder die mehreren Kraftwerke selbst darstellen können. Die Bestände 802 der Flotte können im Besitz eines einzigen Eigentümers oder einer Einheit sein und mit anderen solchen Beständen auf einem oder mehreren Märkten für Vertragsrechte zum Erzeugen von Anteilen der Last, die ein Kundennetzwerk benötigt, konkurrieren. Die Bestände 802 können mehrere Erzeugungseinheiten aufweisen, die denselben Typ von Konfigurationen haben. Bei Schritt 803 können Leistungsdaten, die von den Sensoren an den unterschiedlichen Beständen der Kraftwerke gesammelt werden, elektronisch zu einem zentralen Datenbestand kommuniziert werden. Dann können die gemessenen Daten bei Schritt 804 abgeglichen oder gefiltert werden, so dass, wie unten beschrieben, eine präzisere oder zutreffendere Angabe des Leistungsniveaus für jeden Bestand bestimmt wird.

[0157] Wie oben ausführlich beschrieben, besteht eine Art des Ausführens dieses Abgleichs im Vergleich der gemessenen Daten mit entsprechenden, von den Kraftwerkmodellen vorhergesagten Daten, die, wie besprochen, konfiguriert sein können, um den Betrieb eines der Bestände zu simulieren. Solche Modelle, die Offline- oder vorhersagende Modelle genannt werden können, können Modelle basierend auf Physik aufweisen, und der Anpassungsprozess kann verwendet werden, um die Modelle in regelmässigen Abständen abzustimmen, um die Präzision, mit der die Modelle anhand von Simulation tatsächlichen Betrieb darstellen, aufrechtzuerhalten und/oder zu verbessern. Wie oben ausführlich besprochen, kann daher das Verfahren bei Schritt 805 die aktuellsten gesammelten Daten verwenden, um die Kraftwerkmodelle abzustimmen. Dieser Prozess kann das Abstimmen der Modelle für jeden der Bestände aufweisen, das heisst für jede der Erzeugungseinheiten und/oder jedes der Kraftwerke, sowie für weiter verallgemeinerte Modelle, die den Betrieb mehrerer Kraftwerke oder Aspekte des Flottenbetriebs decken. Der Abgleichprozess kann auch involvieren, dass die gesammelten Daten mit ähnlichen Beständen 802 verglichen werden, um Diskrepanzen zu lösen und/oder Anomalien zu identifizieren, insbesondere Daten, die von demselben Typ von Beständen, die ähnliche Konfigurationen haben, gesammelt wurden. Während dieses Prozesses können grobe Fehler in Anbetracht der gemeinsamen und redundanten Art der kompilierten Daten eliminiert werden. Zum Beispiel können Sensoren beachtet werden, die höhere Präzisionsfähigkeiten haben als diejenigen, die dafür bekannt sind, dass sie kürzlich geprüft wurden und bewiesen haben, dass sie korrekt funktionieren. Derart können die gesammelten Daten vergleichend überkreuzt geprüft, verifiziert und abgeglichen werden, um einen einzigen konsistenten Datensatz aufzubauen, der verwendet werden kann, um tatsächliche Flottenleistung präziser zu berechnen. Dieser Datensatz kann dann verwendet werden, um Offline-Bestandsmodelle abzustimmen, die dann verwendet werden können, um optimierte Steuerlösungen für die Flotte während einer zukünftigen Marktzeitspanne zu bestimmen, die zum Beispiel verwendet werden können, um die Wettbewerbsfähigkeit des Kraftwerks während Zuteilungsangebotsvorgehensweisen zu verbessern.

[0158] Bei Schritt 806 werden, wie veranschaulicht, die tatsächlichen Leistungsfähigkeiten des Kraftwerks ausgehend von den abgeglichenen Leistungsdaten und abgestimmten Modellen des Schritts 805 bestimmt. Dann können die Bestände 802 der Flotte bei Schritt 807 gemeinsam in Anbetracht eines ausgewählten Optimierungskriteriums optimiert werden. Es versteht sich, dass das dieselben Prozesse wie die bereits oben ausführlich besprochenen involvieren kann. Bei Schritt 808 kann eine optimierte Versorgungskurve oder Bestandsplanung erzeugt werden. Diese kann die Art beschreiben, wie die Bestände geplant oder betrieben werden, sowie das Niveau, für das sie jeweils eingesetzt werden, um zum Beispiel vorgeschlagener oder hypothetischer Lastniveaus für die Kraftwerkflotte zu erfüllen. Die Kriterien für die Optimierung können von dem Betreiber oder Eigentümer der Bestände ausgewählt werden. Die Optimierungskriterien können zum Beispiel Effizienz, Einkommen, Rentabilität oder irgendeine andere Messung aufweisen.

[0159] Wie veranschaulicht, können darauf folgende Schritte das Kommunizieren der optimierten Bestandsplanung als Teil eines Gebots für Lasterzeugungsverträge für zukünftige Marktzeitspannen aufweisen. Das kann bei Schritt 809 das Kommunizieren der optimierten Bestandsplanung zu Energiehändlern aufweisen, die dann gemäss der optimierten Bestandsplanung ein Gebot unterbreiten. Es versteht sich, dass die Angebote bei Schritt 810 verwendet werden können, um an einem Zuteilungsprozess, der sich über das Stromsystem erstreckt, teilzunehmen, bei dem die Last auf mehrere Kraftwerke und Erzeugungseinheiten, die sich innerhalb des Systems befinden, verteilt wird, von welchen viele im Besitz konkurrierender Eigentümer sein können. Die Gebote oder Angebote für den Zuteilungsprozess können gemäss einem definierten Kriterium konfiguriert sein, wie zum Beispiel variable Erzeugungskosten oder Effizienz, wie von dem besonderen Zuteiler des Stromsystems definiert. Bei Schritt 811 können die Resultate der Optimierung des Stromsystems verwendet werden, um eine Bestandsplanung zu erzeugen, die wiedergibt, wie die verschiedenen Bestände in dem Stromsystem eingesetzt werden sollten, um die vorhergesagte Nachfrage zu decken. Die Bestandsplanung des Schritts 811, die das Ergebnis der systemübergreifenden Optimierung oder des Zuteilungsprozesses wiedergibt, kann dann zu den Eigentümern der Bestände 802 zurück kommuniziert werden, so dass bei Schritt 812 Betriebssollwerte (oder insbesondere Betriebsmodelle), die zum Beispiel die Last aufweisen, mit der jeder der Bestände betrieben wird, zu einer Steuervorrichtung, die den Betrieb der Bestände 802 steuert, kommuniziert werden können. Bei Schritt 813 kann die Steuervorrichtung eine Steuerlösung berechnen und dann kommunizieren und/oder die Bestände 802 direkt steuern, um die Lastanforderungen, zu welchen sie sich während des Zuteilungsprozesses vertraglich verpflichtet hat, zu erfüllen. Flotteneigentümer können die Art, wie ein oder mehrere Kraftwerke arbeiten, einstellen, während sich die Bedingungen ändern, um die Rentabilität zu optimieren.

[0160] Fig. 23 veranschaulicht den Datenfluss zwischen lokalen und entfernten Systemen gemäss einer alternativen Ausführungsform. Wie erwähnt, kann eine bestimmte Funktionalität lokal gehostet sein, während andere Funktionalitäten ausserhalb des Standorts in einer zentral gehosteten Umgebung gehostet ist. Das Verfahren des Auswählens der geeigneten Architektur gemäss der vorliegenden Erfindung weist das Bestimmen der Betrachtungen auf, die signifikante Faktoren für den Betrieb der Bestände innerhalb der Flotte sind. Betrachtungen, wie zum Beispiel Cybersicherheitsanliegen, können folglich erfordern, dass bestimmte Systeme lokal bleiben. Zeitaufwändige Leistungsberechnungen bleiben ebenfalls lokal gehostet bleiben, so dass die erforderliche Rechtzeitigkeit aufrechterhalten wird. Wie in Fig. 23 veranschaulicht, kann ein lokales Kraftwerksteuersystem 816 Sensormessungen aufnehmen und die Daten zu einem Abstimmmodul 817 kommunizieren, wo, wie oben insbesondere in Zusammenhang mit Fig. 17 besprochen, ein Abstimm- oder Abgleichprozess unter Verwenden von Leistungsberechnungen, die aktuelle oder gemessene Werte mit den von dem Kraftwerk- oder Bestandmodell vorhergesagten, ausgeführt werden kann. Anhand des Datenrouters 830 können die Modellabstimmparameter und abgeglichenen Daten dann wie veranschaulicht zu einer zentral gehosteten Infrastruktur, wie zum Beispiel der entfernten Zentraldatenbank 819 kommuniziert werden. Davon ausgehend werden die Modellabstimmparameter verwendet, um das Offline-Kraftwerkmodell 820 abzustimmen, das dann wie oben beschrieben verwendet werden kann,, um zukünftigen Flottenbetrieb zu optimieren, Analyse eines alternativen Szenarios oder «las-wenn»-Analyse bereitzustellen, sowie zwischen möglichen oder konkurrierenden Betriebsmodi der Bestandsflotte zu beraten.

[0161] Die Resultate der unter Verwendung des Offline-Kraftwerkmodells 820 ausgeführten Analysen können, wie veranschaulicht, den Flottenbetreibern über ein Webportal 821 kommuniziert werden. Das Webportal 821 kann Benutzern kundenspezifischen Zugang 822 für die Verwaltung der Flotte bereitstellen. Solche Benutzer können die Kraftwerkbetreiber, Energiehändler, Eigentümer, Flottenbetreiber, Ingenieure sowie andere Interessensträger aufweisen. Gemäss der Wechselwertung des Benutzers durch den Webportalzugang, können Entscheidungen in Zusammenhang mit den Empfehlungen gefällt werden, die von der Analytik angeboten werden, die das Offline-Kraftwerkmodell 820 verwendet.

[0162] Die Fig. 24 und 25 veranschaulichen schematische Systemkonfigurationen einer vereinheitlichten Architektur gemäss bestimmten alternativen Aspekten der vorliegenden Erfindung. Wie in Fig. 25 veranschaulicht, kann ein zentrales Bestands- und Analytikbauteil 825 Leistungs- und gemessene Betriebsparameter von mehreren Beständen 802 empfangen, um eine Flottenniveauoptimierung auszuführen. Die Flottenniveauoption kann auf zusätzlichen eingegebenen Daten basieren, die zum Beispiel Folgende aufweisen: die aktuellen Brennstoffmengen, die bei jedem Kraftwerk gelagert und verfügbar sind, den ortsspezifischen Preis für Brennstoff für jedes Kraftwerk, den ortsspezifischen Preis für den in jedem Kraftwerk erzeugten Strom, aktuelle Wetterprognosen und Unähnlichkeiten zwischen entfernt liegenden Beständen, und/oder Ausfalls- und Wartungsplanungen. Eine geplante Komponentenüberholung für eine Gasturbine kann zum Beispiel bedeuten, dass kurzfristiger Betrieb bei höheren Temperaturen wirtschaftlicher ist. Der Prozess kann dann eine Versorgungskurve berechnen, die eine optimierte Variable aufweist, die Kosten für die Flotte von Kraftwerken erzeugt. Zusätzlich kann die vorliegende Erfindung wie veranschaulicht weiter automatisierte Gebotsvorbereitung ermöglichen, so dass das Gebot mindestens unter bestimmten Umständen direkt zu der systemumfassenden Zuteilungsbehörde 826 übertragen werden kann, und dadurch die Energiehändler 809 umgeht. Wie in Fig. 25 veranschaulicht, können die Resultate der Optimierung des Stromsystems (anhand der systemüberfassenden Zuteilungsbehörde) verwendet werden, um eine Bestandsplanung zu erzeugen, die wiedergibt, wie die verschiedenen Bestände in dem Stromsystem eingesetzt werden sollten, um die vorhergesagte Nachfrage zu decken. Diese Bestandsplanung kann eine systemübergreifende Optimierung wiedergeben und, wie veranschaulicht, zu den Eigentümern der Bestandsflotte 802 zurück kommuniziert werden, so dass Betriebssollwerte und Betriebsmodi für die Bestände der Steuervorrichtung, die jeden Bestand in dem System steuert, kommuniziert werden können.

[0163] Die Verfahren und Systeme können folglich gemäss den Fig. 22 bis 25 entwickelt werden, durch die eine Kraftwerkflotte, die innerhalb eines konkurrenzbehafteten Stromsystems arbeitet, zu verbesserter Leistung und Gebotsunterbreitung verbunden mit zukünftigen Marktzeitspannen optimiert wird. Aktuelle Daten, die mit Betriebsbedingungen und Parametern verbunden sind, können in Echtzeit von jedem der Kraftwerke innerhalb der Flotte empfangen werden. Die Kraftwerk- und/oder Flottenmodelle können dann gemäss den aktuellen Daten derart abgestimmt werden, dass die Modellpräzision und der Vorhersagebereich weiterhin verbessert werden. Es versteht sich, dass das anhand des Vergleichs zwischen gemessenen Leistungsindikatoren und entsprechenden Werten, die von den Kraftwerk- oder Flottenmodellen vorhergesagt werden, erzielt werden kann. Als ein nächster Schritt können die abgestimmten Kraftwerkmodelle und/oder Flottenniveaumodelle verwendet werden, um tatsächliche Erzeugungsfähigkeiten für jedes der Kraftwerke innerhalb der Flotte basierend auf konkurrierenden Betriebsmodi, die mit den abgestimmten Modellen simuliert werden, zu berechnen. Eine Optimierung erfolgt dann unter Verwenden der tatsächlichen Kraftwerksfähigkeiten und Optimierungskriterien, die von dem Kraftwerk- oder Flottenbetreiber definiert werden. Beim Bestimmen eines optimierten Betriebsmodus kann eine Bestandsplanung erzeugt werden, die optimale Betriebspunkte für jedes der Kraftwerke innerhalb der Flotte berechnet. Es versteht sich, dass die Betriebspunkte dann zu den verschiedenen Kraftwerken transferiert werden können, um deren Übereinstimmung damit zu prüfen, oder alternativ können die Betriebspunkte als die Grundlage dienen, auf der Gebote zur Unterbreitung bei der zentralen Zuteilungsbehörde erfolgen.

[0164] Es versteht sich, dass die wirtschaftlichen und Leistungsoptimierungsprozesse, die hier besprochen sind, mindestens gemäss bestimmten Ausführungsformen von einem abgestimmten Kraftwerkmodell, das unterschiedliche Typen von Kraftwerkbetrieb abbildet oder simuliert, abhängen. Wenn sie erfolgreich verwirklicht werden, können solche Kraftwerkmodelle verwendet werden, um alternative Szenarien zu analysieren, um effizientere Betriebsmodi zu bestimmen, die anderenfalls eventuell nicht erkannt worden wären. Eine notwendige Komponente beim Aufbauen der ausgeklügelten Kraftwerkmodelle, die dafür erforderlich ist, ist die Verfügbarkeit hochpräziser Daten, die Betriebs- und Leistungsparameter des Kraftwerks während des Betriebs messen. Ferner erfordert nach dem Aufbauen der Prozess des Wartens und Neukalibrierens solcher Kraftwerkmodelle die laufende Eingabe zuverlässiger Daten, weil ein zuvor abgestimmtes Kraftwerk, das gut arbeitete, schnell rückläufig werden kann, falls Daten, die für präzis gehalten werden, die sich stattdessen aber als mangelhaft herausstellen, eingegeben werden. Eine Hauptbetrachtung bleibt das richtige Funktionieren der vielen Sensortypen, die verwendet werden, um Kraftwerkzustände und Leistungsparameter während des Betriebs zu messen und kommunizieren. Das schnelle Identifizieren von Sensoren, die versagen oder nicht richtig arbeiten, ist folglich eine wichtige Komponente der Optimierung und Steuersysteme, die oben beschrieben sind. Anderenfalls können grosse Menge an ansonsten zuverlässigen Daten durch mangelhafte Ablesungen durch einen einzigen Sensor, die nicht bemerkt werden, korrumpiert werden. Mangelhafte Daten können sich auch einen Stromabwärtseffekt haben, der seine negative Auswirkung dadurch vergrössert, dass, insofern die mangelhaften Daten zum Abstimmen von Kraftwerkmodellen verwendet werden, die Modelle nicht mehr den aktuellen Kraftwerkbetrieb wiedergeben und daher Steuerempfehlungen machen, die nicht vorteilhafte oder effiziente Betriebsmodi wiedergeben.

[0165] Gemäss den mehreren in den Fig. 26 bis 31 veranschaulichten Ausführungsformen, wird ein zusätzlicher Aspekt der vorliegenden Erfindung besprochen, der eine mehrschrittige Vorgehensweise zum Beurteilen des Funktionierens von Kraftwerksensoren durch Analysieren der Daten, die die Sensoren aufzeichnen, betrifft. Es versteht sich, dass, wenn es nicht anders ausdrücklich auf einen spezifischeren Fall reduziert wird, das hier beschriebene Verfahren zum Prüfen des richtigen Funktionierens eines Sensors oder einer Gruppe von Sensoren (auch «Sensorgesundheitsprüfung» genannt) für irgendeinen der Sensortypen, die bereits besprochen wurden, sowie für einen anderen Sensortyp von Gasturbinen und/oder ähnliche Geräte gilt. Wie beschrieben wird, kann das vorliegende Verfahren das Prüfen und Beurteilen von Daten in Echtzeit, während sie gesammelt werden, aufweisen, sowie Beurteilungen nach Kommunizieren und Katalogisieren der Datenmessungen an einem entfernten oder Offsite-Speichersystem, wie zum Beispiel einem zentralen oder Cloud-gehosteten Datenbestand. Die Beurteilung der Sensoren und Daten, die von ihnen gesammelt werden, können konfiguriert werden, um sich innerhalb festgelegter Zeitintervall inkrementell zu wiederholen, um eine auf Zeit basierende und sich weiter entwickelnde Sicht der Sensorleistung zu schaffen. Ferner kann, wie beschrieben, das vorliegende Verfahren Echtzeitdatenbewertungen für Sensorbetriebsstörung oder Versagen aufweisen, wie zum Beispiel Verschiebung, Drift, Senilität, Rauschen Spitzen usw., sowie Beurteilungen, die weniger häufig ausgeführt werden, und die sich auf Daten konzentrieren, die während einer längeren Kraftwerkbetriebszeitspanne gesammelt wurden. Gemäss bestimmten Ausführungsformen kann der Prozess Sensorversagen durch Vergleichen gemessener Sensorwerte mit vorhergesagten Werten, die durch abgestimmte Kraftwerkmodelle modelliert werden, erfassen. Diese Ausführungsformen geben die Entdeckung wieder, dass das Kombinieren bestimmter Typen von Echtzeitdatenanalyse, die während einer kürzeren Rückschauzeitspanne auftritt, mit bestimmten anderen Analysen, die eine längere Rückschauzeitspanne haben, zum präzisen und schnellen Identifizieren von Sensoren, die nicht richtig funktionieren, besonders effektiv und präzis ist. Wie hier vorgesehen, ist eine «Rückschauzeitspanne» die Kraftwerkbetriebszeitspanne, für die die Datensignale von dem Sensor oder den Sensoren auf bestimmte Typen von Unregelmässigkeiten, die Sensorstörung oder ein gesteigertes Risiko dafür andeuten, analysiert werden. Wie hier verwendet, ist eine «kurze Rückschauzeitspanne» eine, die Sensorablesungen und/oder die Daten von solchen Ablesungen für den Betrieb, der innerhalb einiger vergangener Minuten auftritt, zum Beispiel für die letzten 5 Minuten, sammelt, obwohl andere ähnliche Dauern ebenfalls möglich sind. Eine «lange Rückschauzeitspanne» ist als eine definiert, die Sensorablesungen und/oder die Daten von solchen Ablesungen innerhalb einiger vergangener Stunden sammelt. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform ist eine lange Rückschauzeitspanne eine, die eine Dauer von etwa 1,5 Stunden hat. Wie unten ausführlicher beschrieben, kann die lange Rückschauzeitspanne in mehrere regelmässig beabstandete Intervalle geteilt werden. Gemäss beispielhaften Ausführungsformen können die Intervalle der langen Rückschauzeitspanne konfiguriert sein, um mit den Längen der kurzen Rückschauzeitspanne übereinzustimmen. In solchen Fällen, gemäss einer bevorzugten Ausführungsform, kann die Anzahl der Intervalle, die in der langen Rückschauzeitspanne enthalten sind, etwa 10 bis 20 aufweisen. Es versteht sich, dass in Anbetracht dieser Anordnung die kurze Rückschauzeitspanne das spätestens mindestens eines der Intervalle sein kann, die die lange Rückschauzeitspanne bilden.

[0166] Fig. 26 veranschaulicht ein schematisches Prozessdiagramm eines Verfahrens 850 gemäss einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Es versteht sich, dass mehrere Typen von Sensorgesundheitsprüfungen innerhalb des Verfahrens 850 enthalten sind und als gemeinsam als Komponenten der Gesamtvorgehensweise arbeitend abgebildet sind. Es versteht sich jedoch, dass das im Sinne der Kürze der Beschreibung und daher zur Beschreibung einer beispielhaften Ausführungsform erfolgt ist. Wie in den anliegenden Ansprüchen umrissen, können mehrere Typen von Sensorgesundheitsprüfungen (oder «Prüfungen») einzeln oder in unterschiedlichen Kombinationen wie diejenigen, die in Fig. 26 bereitgestellt sind, arbeiten.

[0167] Bei einem anfänglichen Schritt weist das Verfahren 850 einen Knotenpunkt 851 auf, der eine allmähliche oder inkrementelle Schleife initiiert, durch die mehrere Typen von Sensorgruppen sequenziell analysiert werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform können Daten von Sensorablesungen in Datensätzen zu 5 Minuten herausgelesen und gesammelt werden. In Übereinstimmung damit können Gesundheitsprüfungen konfiguriert sein, um den jüngsten 5-Minuten-Datensatz abzutasten oder zu analysieren, oder können konfiguriert sein, um Daten von mehreren der jüngsten aufgezeichneten Datensätze zu analysieren, wie in der Beschreibung jedes der verschiedenen Typen von Sensorgesundheitsprüfungen angegeben wird. Die Sensordaten können durch Prüfhilfsprogramme gesendet werden, die, wie veranschaulicht, innerhalb einer zweiten Schleife, die innerhalb der ersten definiert ist, enthalten sind. Insbesondere kann an einem Knotenpunkt 853 die zweite Schleife funktionieren, um inkrementelle jeden der Sensoren der Sensorgruppe durch eine Anzahl unterschiedlicher Gesundheitsprüfungen zu verschleifen, die, wie veranschaulicht, eine Kontinuitätsprüfung 854, eine Datenprüfung 855, eine Modellprüfung 856 und eine Bereichsprüfung 857 aufweisen können. Sobald diese Gesundheitsprüfungen für einen der Sensoren in der Gruppe abgeschlossen sind, kehrt der Prozess zu dem Knotenpunkt 853 zurück, bis bestimmt wird, dass sich keine Sensoren mehr innerhalb der Sensorgruppe befinden. In diesem Zeitpunkt geht das Verfahren 850, wie veranschaulicht, von dem Knotenpunkt 853 zu einer zusätzlichen Gesundheitsprüfung weiter, die eine Mittelungsprüfung 859 ist, bevor sie zu dem Knotenpunkt 851 zurückkehrt, der den Abschluss der ersten Schleife kennzeichnet. Das Verfahren kann das Abwickeln der ersten Schleife fortsetzen, bis bestimmt wird, dass alle Sensorgruppen geprüft wurden. Wie unten ausführlicher beschrieben, können die Sensorablesungen im Laufe des Abschliessens der Gesundheitsprüfungen markiert werden, um Besorgnisse mit den Daten anzugeben und dadurch die Sensoren, die die Daten aufgezeichnet haben. Die Ansammlung mehrerer markierter Ablesungen innerhalb des Datensatzes eines besonderen Sensors kann als ein Hinweis verwendet werden, dass der Sensor gestört ist oder mindestens eine grössere Wahrscheinlichkeit, dass er gestört ist.

[0168] Sobald alle Sensoren der Sensorgruppen behandelt wurden, kann das Verfahren zu einem Ausgabeschritt 861 weitergehen. Als Teil des Ausgabeschritts 861 kann das Verfahren 850 elektronisch ein oder mehrere Resultate in Anbetracht der Gesundheitsprüfungen, die ausgeführt wurden, kommunizieren. Solche Kommunikation kann zum Beispiel die Form einer E-Mail oder einer Bildschirmwarnung für einen Kraftwerkbetreiber oder Personal annehmen. In solchen Fällen kann die Ausgabe konfiguriert sein, um unterschiedliche Informationen zu enthalten und/oder gemäss vorbestimmten Warnungskategorien formatiert zu sein, wie zum Beispiel eine ernsthaftere Warnung, die eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass einer der Sensoren in Anbetracht der analysierten Sensorablesungen gestört ist, angibt, oder eine weniger ernsthafte Warnung, die fragliche Ablesungen kommuniziert. Die Schwere der Warnung kann gemäss einer bevorzugten Ausführungsform von der Anzahl Male, die der Datensatz durch die mehreren Gesundheitsprüfungen markiert wurde, abhängen. Die Ausgabe kann ferner Angaben von Sensoren aufweisen, die als korrekt funktionierend beurteilt wurden. In diesen Fällen kann die Ausgabe einen Bericht der Gesundheitsprüfungen, die ausgeführt wurden, Daten, die mit der Analyse verbunden sind, sowie eine Erklärung dazu, warum die Sensoren als normal funktionierend und betrachtet werden, bereitstellen. Gemäss einer anderen Ausführungsform kann die Ausgabe automatische Schritte aufweisen, die getätigt werden, wenn die Resultate der Gesundheitsprüfungen bestimmte vordefinierte Situationen beschrieben haben. In dem Fall, in dem ein Sensor zum Beispiel als gestört gezeigt wird, kann die Nutzung der Daten, die von diesem Sensor gesammelt werden, unterbrochen werden, bis dem Problem begegnet wurde. Die Ausgabe der Gesundheitsprüfungen kann in einem zentralen Bestand oder Geschichtsschreiber zur späteren Anzeige der Resultate und ihrer Änderung im Laufe der Zeit gespeichert werden. Gemäss einer alternativen Ausführungsform (nicht gezeigt), kann die vorliegende Erfindung einen Schritt aufweisen, um zu bestimmen, ob die Analyseresultate von den Sensorgesundheitsprüfungen einem erklärenden Ereignis entsprechen, das zum Beispiel in einer Änderung der Betriebsart der Gasturbine bestehen kann. Insbesondere kann das Verfahren bestimmen, ob die markierten Sensorablesungen durch eine gleichzeitige und beabsichtigte betriebliche Änderung für die Maschine, wie zum Beispiel einen Wechsel des Ausgabeniveaus, erklärt werden können oder damit übereinstimmen. Falls das wahrscheinlich der Fall ist, können zusätzliche Aktionen unternommen werden, um zu bestätigen, dass der Verschub, der von den Sensoren gemessen wurde, mit der Betriebsänderung übereinstimmt.

[0169] Unter Bezugnahme auf die Fig. 27 bis 31 wird die Funktionalität der mehreren Gesundheitsprüfungen in Verbindung mit beispielhaften Ausführungsformen besprochen. Die Kontinuitätsprüfung (dargestellt durch Schritt 854 der Fig. 26 ) kann in Übereinstimmung mit der Vorgehensweise 870 der Fig. 27 arbeiten. Wie veranschaulicht, können bei einem anfänglichen Schritt 871 Sensorablesungen während einer vorbestimmten Rückschauzeitspanne gesammelt werden. Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform kann die Rückschauzeitspanne in etwa 5 Minuten betragen. Eine erste Prüfung der Kontinuitäts-Gesundheitsprüfung kann ein Bestimmen aufweisen, ob mindestens eine Mindestanzahl von Ablesungen während der Rückschauzeitspanne erfolgt ist. Die Ablesungen von dem Sensor sollten daher mindestens eine Mindestanzahl von Ablesungen oder Datenpunkten während der vordefinierten Rückschauzeitspanne haben. Wie durch den Knotenpunkt 872 dargestellt, kann die Vorgehensweise 870 bestimmen, ob die Anzahl von Ablesungen für die Rückschauzeitspanne ausreicht. Genauer genommen kann die gesamte Anzahl von Ablesungen für die Rückschauzeitspanne mit einem vorbestimmten akzeptablen Minimum verglichen werden. Falls die Summe der Ablesungen niedriger ist als das geforderte Minimum, kann der Sensor markiert werden. Andererseits, falls die Summe der Ablesungen grösser ist als das geforderte Minimum, kann dieser Teil der Kontinuitätsprüfung als bestanden betrachtet werden, und das Verfahren kann zu Schritt 874 weitergehen, bei dem ein Abschnitt nicht verfügbarer Ablesungen innerhalb der Summe der Ablesungen bestimmt wird. Nicht verfügbare Ablesungen stellen diejenigen dar, bei welchen der Sensor arbeitet und Ablesungen geplant sind, die Daten aber entweder nicht’ verfügbar, nicht zutreffend und/oder anderswie ungeklärt sind. Beim Bestimmen der nicht verfügbaren Ablesungen kann die Vorgehensweise den Prozentsatz bestimmen, den die nicht verfügbaren Ablesungen an der Summe der Ablesungen für die Rückschauzeitspanne ausmachen. Bei dem folgenden Schritt, wie durch den Knotenpunkt 875 angegeben, kann der Prozentsatz nicht verfügbarer Ablesungen mit einem vorbestimmten maximalen Schwellenwert verglichen werden. Falls der Prozentsatz nicht verfügbarer Ablesungen grösser ist als der Schwellenwert, kann der Prozess bei Schritt 876 fortsetzen, bei dem der Sensor markiert wird. Falls jedoch der Prozentsatz nicht verfügbarer Ablesungen niedriger ist als der vordefinierte maximale Schwellenwert, kann der Prozess zu Schritt 877 weitergehen, der einen Abschluss der Kontinuitätsgesundheitsprüfung darstellt. In diesem Stadium kann die Vorgehensweise 870 zu dem nächsten Sensor innerhalb der Gruppe weitergehen und dieselbe Prüfung ausführen, oder, falls alle Sensoren der Gruppe bereits geprüft wurden, kann die Vorgehensweise zu der nächsten Gesundheitsprüfung innerhalb der Gesamtvorgehensweise weitergehen.

[0170] Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform kann die Datenprüfung (dargestellt durch Schritt 855 der Fig. 26 ) in Übereinstimmung mit der Vorgehensweise 880 der Fig. 28 arbeiten. Wie veranschaulicht, können bei einem anfänglichen Schritt 881 Sensorablesungen während einer vorbestimmten Rückschauzeitspanne gesammelt werden. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann diese Rückschauzeitspanne etwa 5 Minuten lang sein. Die Sensorablesungen können dann sequenziell auf unterschiedliche Typen von Datenunregelmässigkeiten geprüft werden. An dem Knotenpunkt 882 kann die Vorgehensweise zum Beispiel bestimmen, ob eine Verschiebung in Anbetracht der Sensorablesungen während der Rückschauzeitspanne angegeben ist, wie in der beispielhaften Daten-Plotterdarstellung 883 veranschaulicht. Es versteht sich, dass mangels anderer Ursachen Daten, die eine merkbare oder anderswie unerklärliche Verschiebung dieses Typs darlegen, oft auf ein Problem mit dem Sensor und nicht eine tatsächliche Verschiebung der Betriebsparameter, die gemessen werden, hinweist. Falls eine Verschiebung als aufgetreten erachtet wird, kann der Prozess den Sensor wie veranschaulicht markieren und dann zum nächsten Test weitergehen. Am Knotenpunkt 884 kann die Vorgehensweise bestimmen, ob Hochschnellen durch die Sensorablesungen angegeben werden, für die ein Beispiel in dem beispielhaften Datenplotterdarstellung 885, die bereitgestellt ist, veranschaulicht ist. Dieser Typ der Datenplotterdarstellung kann ebenfalls auf ein Problem mit dem Sensor hinweisen. Falls der Datensatz die Kriterien erfüllt, so dass befunden wird, dass hochschnellende Daten auftreten, markiert der Prozess den Sensor wie angegeben. Falls das hochschnellende Verhalten nicht bemerkt wird, kann die Vorgehensweise zum nächsten Knotenpunkt 886 weitergehen, an dem die Vorgehensweise den Datensatz prüft, um zu bestimmen, ob eine Datendriftunregelmässigkeit angegeben ist. Eine Datendrift kann auch auf eine Sensorstörung hinweisen. Wie in der beispielhaften Datenplotterdarstellung 887 veranschaulicht, tritt eine Driftunregelmässigkeit auf, wenn die Datenwerte unerklärlich davon abweichen, was anderenfalls basierend auf historischen Ablesungen erwartet würde. Es versteht sich, dass dieser Typ von Unregelmässigkeit ähnlich wie die Datenverschiebung ist, aber, wie veranschaulicht, allmählicher auftritt. Falls die Daten die Definition einer Driftunregelmässigkeit erfüllen, kann der Prozess den Sensor wie angegeben markieren. Als ein letzter Test kann der Prozess bestimmen, ob Rauschen oder Senilitäts-Datenunregelmässigkeiten in dem Datensatz vorliegen. Wie in den beispielhaften Plotterdarstellungen veranschaulicht, können diese Fälle aufweisen, bei welchen zufälliges Rauschen wesentlich über vorhergehende Pegel zunimmt, wie in der Datenplotterdarstellung 889 gezeigt, Fälle, bei welchen zufälliges Rauschen wesentlich abnimmt, wie in der Datenplotterdarstellung 890 gezeigt, sowie Fälle, bei welchen in dem Fall von Senilität, wie in der beispielhaften Datenplotterdarstellung 891 gezeigt, bemerkt wird, dass die Ablesungen im Wesentlichen überhaupt aufhören. Die Datenprüfungen weisen daher das Bestimmen auf, ob eine sequenzielle Plotterdarstellung der Ablesungen eines Datensatzes während der Rückschauzeitspanne ein Profil erzeugt, das auf eine Datenunregelmässigkeit hinweist. Falls irgendeine dieser Unregelmässigkeiten angegeben ist, kann der Sensor markiert werden. In diesem Stadium kann die Datenprüfvorgehensweise 880 bei Schritt 891 enden, wo eine andere der Gesundheitsprüfungen gemäss dem Verfahren der Fig. 26 initiiert werden kann.

[0171] Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform kann die Modellprüfung (dargestellt durch Schritt 856 der Fig. 26 ) in Übereinstimmung mit der Vorgehensweise 900 der Fig. 29 arbeiten. Als Teil dieser besonderen Gesundheitsprüfung werden Daten, die von den Sensoren gesammelt werden, mit entsprechenden Werten verglichen, die durch ein abgestimmtes Kraftwerk- oder Erzeugungseinheitenmodell vorhergesagt werden, um zu bestimmen, ob zwischen den zwei eine Disparität auftritt, die sich im Laufe der Zeit ändert. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann das Modell ein auf Physik basierendes Wärmemodell entweder für eine der Erzeugungseinheiten oder das Kraftwerk insgesamt sein. Wie veranschaulicht, können bei einem anfänglichen Schritt 901 Sensorablesungen während einer vorbestimmten Rückschauzeitspanne gesammelt werden. Gleichzeitig kann bei Schritt 902 ein abgestimmtes Modell verwendet werden, um Sensorablesungen vorherzusagen, die den aktuellen Ablesungen, die von den Sensoren während der Rückschauzeitspanne genommen werden, entsprechen. Es versteht sich, dass das Kraftwerk- oder Erzeugungseinheitsmodell abgestimmt und gemäss irgendeiner der bereits ausführlich hier besprochenen Vorgehensweisen verwendet werden kann. Bei Schritt 903 kann ein Vergleich zwischen den vorhergesagten Werten und den von den Sensoren gemessenen Werten erfolgen. Gemäss einer oberflächlicheren ersten Prüfung können Sensoren bei Schritt 904 basierend auf diesem ersten Vergleich markiert werden. Dieses Bestimmen kann einfach darauf basieren, ob die Unterschiede zwischen den vorhergesagten und den gemessenen Werten signifikant genug sind, um Besorgnis in Zusammenhang mit der Zuverlässigkeit der gemessenen Werte zu erzeugen. Ein zweiter Vergleich kann bei Schritt 905 erfolgen. Gemäss dieser Prüfung kann die Vorgehensweise den Vergleich zwischen den vorhergesagten und gemessenen Werten der aktuellen Rückschauzeitspanne mit demselben Vergleich, der während einer vorhergehenden Rückschauzeitspanne ausgeführt wurde, vergleichen. Als ein Teil davon kann diese Vorgehensweise eine zweite Rückschauzeitspanne definieren, die signifikant länger ist als die kürzere 5-Minuten-Zeitspanne. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann die zweite Rückschauzeitspanne zum Beispiel etwa 1,5 Stunden betragen. Als Teil der Analyse kann die Vorgehensweise gemäss einer bevorzugten Ausführungsform vergleichen, wie die Muster zwischen den jüngsten Vergleichen zwischen aktuellen/vorhergesagten Sensorwerten im Vergleich zu dem Vergleich, der früher in der zweiten Rückschauzeitspanne ausgeführt wurde, aussehen. Dieser Prozess kann zu Schritt 906 weitergehen, bei dem Muster in den Vergleichen der aktuellen/vorhergesagten Sensorwerte bewertet werden, um zu bestimmen, wie sich die Muster während jedem der Inkremente zu 5 Minuten im Laufe der längeren Rückschauzeitspanne ändern. Gruss genauer genommen kann der Vergleich zwischen den vorhergesagten/gemessenen Ablesungen, der für jede der kurzen Rückschauzeitspannen, zum Beispiel die 5-Minuten-Rückschauzeitspanne, erfolgt, im Vergleich zueinander untersucht werden, um zu bestimmen, wie sich die Beziehung zwischen den vorhergesagten/gemessenen Werten während der längeren Rückschauzeitspanne, zum Beispiel die Rückschauzeitspanne zu 1,5 Stunde, entwickelt. Es versteht sich, dass bestimmte Änderungen dieser Beziehung während der längeren Rückschauzeitspanne verwendet werden können, um Situationen anzugeben, bei welchen einer der Sensoren gestört ist oder wahrscheinlich gestört ist. In Fällen, in welchen die Muster eine solche sich ändernde Beziehung darlegen, kann der Sensor bei Schritt 901 markiert werden. Davon ausgehend kann die Vorgehensweise zu Schritt 909 weitergehen und damit diese besondere Gesundheitsprüfung beenden.

[0172] Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform kann die Bereichsprüfung (dargestellt durch Schritt 857 der Fig. 26 ) in Übereinstimmung mit der Vorgehensweise 920 der Fig. 30 arbeiten. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann die Rückschauzeitspanne relativ kurz sein, zum Beispiel in etwa 5 Minuten. Diese Variation der Sensorgesundheitsprüfung weist das Bestimmen auf, ob die Datenablesungen in einen erwarteten vorbestimmten Bereich fallen. Bei einem anfänglichen Schritt 921 können Sensorablesungen für die Rückschauzeitspanne gesammelt werden. Dann kann die Vorgehensweise an dem Knotenpunkt 922 eine Schleife initiieren, durch die dann jeder Datenpunkt getestet wird. Insbesondere wird an Knotenpunkt 923 jeder der Datenpunkte getestet, um zu bestimmen, ob der Datenpunkt grösser ist als ein vordefiniertes Maximum oder geringer als ein vordefiniertes Minimum. Es versteht sich, dass das vordefinierte Maximum und Minimum ein Bereich sein können, der durch einen Betreiber definiert wird und/oder verbunden mit historischen Ablesungen basierend auf vergangenem Betrieb definiert wird, und dadurch konfiguriert, um eine Decke und einen Boden darzustellen, durch welche nicht übereinstimmende oder abweichende Datenpunkte erkannt werden. Gemäss bevorzugten Ausführungsformen können der maximale und der minimale Schwellenwert als Werte konfiguriert werden, die eine geringe Wahrscheinlichkeit des Auftretens während eines gegebenen Betriebsmodus haben. Wenn, wie veranschaulicht, der Datenpunkt als das vorbestimmte Maximum überschreitend oder das vorbestimmte Minimum unterschreitend befunden wird, kann der Sensor, der für den Datenpunkt verantwortlich ist, bei Schritt 924 markiert werden. Sobald jeder der Datenpunkte innerhalb des Datensatzes der Rückschauzeitspanne getestet wurde, kann die Vorgehensweise zu Schritt 925 weitergehen, bei dem diese besondere Gesundheitsprüfung endet.

[0173] Gemäss einer beispielhaften Ausführungsform kann die Mittelungsprüfung (dargestellt durch Schritt 859 der Fig. 26 ) in Übereinstimmung mit der Vorgehensweise 930 der Fig. 31 arbeiten. Bei dieser Variation wird jeder der Sensoren im Vergleich zu einem Bereich getestet, der um einen Durchschnitt der Ablesungen von allen der Sensoren innerhalb der Gruppe definiert ist. Wie veranschaulicht, kann die Vorgehensweise mit dem Sammeln der Ablesungen von den Sensoren innerhalb der Gruppe während der Rückschauzeitspanne beginnen. Gemäss einer bevorzugten Ausführungsform kann die Rückschauzeitspanne für diese Gesundheitsprüfung 5 Minuten lang sein. Wie in Fig. 26 veranschaulicht, ist die Mittelungsprüfung 859 eine Prüfung, die an die Sensorgruppe insgesamt angewandt wird, also anders als die anderen Gesundheitsprüfungen, die als an jeden Sensor getrennt angewandt gezeigt sind. Bei Schritt 933 der Mittelungsvorgehensweise 930 kann die Vorgehensweise, wie veranschaulicht, den Mittelwert für einen besonderen Betriebsparameter in Anbetracht der Ablesungen, die von den Sensoren innerhalb der Sensorgruppe genommen werden, berechnen. An dem Knotenpunkt 934 kann die Vorgehensweise eine Schleife initiieren, durch welche jeder Datenpunkt dann gemäss einem Bereich, der um das berechnete Mittel definiert ist, getestet wird. Genauer genommen wird an Knotenpunkt 935 jeder der Datenpunkte getestet, um zu bestimmen, ob 1) er grösser ist als eine vordefinierte obere Grenze, die verbunden mit dem berechneten Mittelwert der Sensorgruppe definiert ist, oder 2), ob er geringer ist als eine vordefinierte untere Grenze, die verbunden mit dem berechneten Mittelwert der Sensorgruppe definiert ist. Es versteht sich, dass die vordefinierte obere und untere Grenze konfiguriert sein können, um einen relativen Bereich darzustellen, anhand dessen nicht übereinstimmende oder abweichende Datenpunkte identifiziert werden. Wenn, wie veranschaulicht, der Datenpunkt als die obere Grenze überschreitend oder das niedriger als die untere Grenze befunden wird, kann der Sensor, der für den Datenpunkt verantwortlich ist, bei Schritt 936 markiert werden. Sobald jeder der Datenpunkte innerhalb des Datensatzes der Rückschauzeitspanne getestet wurde, kann die Vorgehensweise zu Schritt 937 weitergehen, bei dem sie endet.

[0174] Obwohl die Erfindung verbunden mit dem beschrieben wurde, was derzeit als die praktischere und bevorzugte Ausführungsform betrachtet wird, muss man verstehen, dass die Erfindung nicht auf die offenbarte Ausführungsform begrenzt ist, sondern dass im Gegenteil bezweckt wird, dass sie unterschiedliche Änderungen und gleichwertige Anordnungen, die im Sinn und Geltungsbereich der anliegenden Ansprüche enthalten sind, deckt.

Claims

1. Verfahren zum Betreiben eines Sensors in einer Wärmeerzeugungseinheit, wobei der Sensor kommunizierend mit einem Steuersystem verbunden und konfiguriert ist, um Ablesungen zu nehmen, um einen Betriebsparameter, der einen Betrieb der Wärmeerzeugungseinheit betrifft, zu messen, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist: Definieren von Rückschauzeitspannen, wobei die Rückschauzeitspannen jeweils vorhergehende Betriebszeitspannen für die Wärmeerzeugungseinheit umfassen, wobei die Rückschauzeitspannen mindestens eine erste Rückschauzeitspanne und eine zweite Rückschauzeitspanne aufweisen, Empfangen eines ersten Datensatzes, der Ablesungen für den Sensor während der ersten Rückschauzeitspanne betrifft, Empfangen eines zweiten Datensatzes, der Ablesungen für den Sensor während der zweiten Rückschauzeitspanne betrifft, Ausführen einer ersten Prüfung an dem ersten Datensatz und Erhalten eines ersten Resultats daraus, Ausführen einer zweiten Prüfung an dem zweiten Datensatz und Erhalten eines zweiten Resultats daraus, und Bestimmen einer Wahrscheinlichkeit, ob der Sensor gestört ist, basierend auf dem ersten und dem zweiten Resultat.

2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die erste Rückschauzeitspanne eine kurze Rückschauzeitspanne umfasst, und die zweite Rückschauzeitspanne eine lange Rückschauzeitspanne umfasst, wobei die zweite Rückschauzeitspanne mehrere Male länger ist als die erste Rückschauzeitspanne.

3. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die erste Rückschauzeitspanne eine kurze Rückschauzeitspanne von in etwa mehreren Minuten umfasst, und die zweite Rückschauzeitspanne eine lange Rückschauzeitspanne von in etwa mehreren Stunden umfasst.

4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei die erste Rückschauzeitspanne in etwa 1 bis 10 Minuten umfasst und die zweite Rückschauzeitspanne in etwa 1 bis 3 Stunden umfasst.

5. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die zweite Rückschauzeitspanne mehrere regelmässig beabstandete Intervalle umfasst, wobei jedes der Intervalle eine ungefähr gleiche Länge wie die erste Rückschauzeitspanne umfasst, und wobei die erste Rückschauzeitspanne mindestens eines der Intervalle der zweiten Rückschauzeitspanne umfasst.

6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei eine Anzahl von Intervallen, die in der zweiten Rückschauzeitspanne enthalten ist, zwischen etwa 10 und 20 umfasst.

7. Verfahren nach Anspruch 5, wobei die zweite Prüfung eine Modellprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Berechnen vorhergesagter Werte, die gemessenen Werten der Ablesungen des zweiten Datensatzes entsprechen, und Vergleichen der vorhergesagten Werte mit entsprechenden gemessenen Werten aus dem zweiten Datensatz, wobei die vorhergesagten Werte aus einer Simulation des Betriebs der Wärmeerzeugungseinheit abgeleitet werden.

8. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste Prüfung eine Kontinuitätsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Bestimmen, ob eine gesamte Anzahl der Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten ist, grösser ist als ein zulässiger Mindestschwellenwert, und Bestimmen eines Prozentsatzes der gesamten Anzahl der Ablesungen, die nicht verfügbaren Ablesungen umfasst, und dann Bestimmen, ob der Prozentsatz niedriger ist als ein maximal zulässiger Schwellenwert.

9. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste Prüfung eine Bereichsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Definieren eines Bereichs zwischen einem maximalen Schwellenwert und einem minimalen Schwellenwert, wobei der Bereich auf Werten historischer Ablesungen des Sensors basiert, Bestimmen, ob die Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten sind, Werte innerhalb des definierten Bereichs umfassen.

10. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste Prüfung eine Mittelungsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Berechnen von Durchschnittswerten für die Ablesungen in dem ersten Datensatz, wobei der Durchschnittswert das Mitteln entsprechender Ablesungen von dem Sensor umfasst und mindestens einen anderen Sender desselben Typs, Definieren eines Bereichs um die berechneten Durchschnittswerte, in dem: ein positiver Versatz von den berechneten Durchschnittswerten einen maximalen Schwellenwert umfasst, und ein negativer Versatz von den berechneten Durchschnittswerten einen Mindestschwellenwert umfasst, Bestimmen, ob die Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten sind, Werte innerhalb des definierten Bereichs umfassen.

11. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste Prüfung eine Datenprüfung umfasst, die das Bestimmen aufweist, ob eine sequenzielle Plotterdarstellung der Ablesungen des ersten Datensatzes während der ersten Rückschauzeitspanne ein Profil umfasst, das auf eine Datenunregelmässigkeit hinweist.

12. Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Datenunregelmässigkeit umfasst, dass das Profil einen Datenversatz in der sequenziellen Plotterdarstellung der Ablesungen zeigt.

13. Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Datenunregelmässigkeit umfasst, dass das Profil einen Datendrift in der sequenziellen Plotterdarstellung der Ablesungen zeigt.

14. Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Datenunregelmässigkeit umfasst, dass das Profil eine Datenspitze in der sequenziellen Plotterdarstellung der Ablesungen zeigt.

15. Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Datenunregelmässigkeit umfasst, dass das Profil mindestens ein zunehmendes Rauschen, abnehmendes Rauschen und Senilität in der sequenziellen Plotterdarstellung der Ablesungen zeigt.

16. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste Prüfung eine Kontinuitätsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Bestimmen, ob eine gesamte Anzahl der Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten ist, grösser ist als ein zulässiger Mindestschwellenwert, und Bestimmen eines Prozentsatzes der gesamten Anzahl der Ablesungen, der nicht verfügbare Ablesungen umfasst, und dann Bestimmen, ob der Prozentsatz kleiner ist als ein zulässiger maximaler Schwellenwert, wobei die erste Prüfung eine Bereichsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Definieren eines ersten Bereichs zwischen einem maximalen Schwellenwert und einem minimalen Schwellenwert, wobei der erste Bereich auf Werten historischer Ablesungen des Sensors basiert, und Bestimmen, ob die Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten sind, Werte innerhalb des ersten Bereichs umfassen, wobei die erste Prüfung eine Mittelungsprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Berechnen von Durchschnittswerten für die Ablesungen in dem ersten Datensatz, wobei der Durchschnittswert das Mitteln entsprechende Ablesungen von dem Sensor und mindestens einem anderen Sensor desselben Typs umfasst, Definieren eines zweiten Bereichs um die berechneten Durchschnittswerte, in welchen ein positiver Versatz von den berechneten Durchschnittswerten einen maximalen Schwellenwert umfasst, und ein negativer Versatz von den berechneten Durchschnittswerten einen minimalen Schwellenwert umfasst, und Bestimmen, ob die Ablesungen, die in dem ersten Datensatz enthalten sind, Werte innerhalb des zweiten Bereichs umfassen, und wobei die erste Prüfung eine Datenprüfung umfasst, die das Bestimmen aufweist, ob eine sequenzielle Plotterdarstellung der Ablesungen des ersten Datensatzes während der ersten Rückschauzeitspanne ein Profil umfasst, das auf eine Datenunregelmässigkeit hinweist, die mindestens eine Drift, eine Verschiebung und eine Spitze aufweist.

17. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Simulation des Betriebs der Wärmeerzeugungseinheit ein abgestimmtes Modell der Wärmeerzeugungseinheit umfasst, das ferner die folgenden Schritte umfasst: Erfassen und Sammeln gemessener Werte für mehrere der Betriebsparameter der Wärmeerzeugungseinheit, und Abstimmen eines Modells der Wärmeerzeugungseinheit derart, dass das abgestimmte Modell des Wärmeerzeugungs-Assets konfiguriert wird, wobei das Abstimmen einen Datenabgleichprozess umfasst, bei dem die gemessenen Werte für ausgewählte Parameter der Betriebsparameter mit vorhergesagten Werten für die ausgewählten Parameter der Betriebsparameter verglichen werden, um einen Unterschied zwischen ihnen zu bestimmen, auf dem das Abstimmen des Modells basiert.

18. Verfahren nach Anspruch 17, wobei das Modell der Wärmeerzeugungseinheit ein physikbasiertes Modell umfasst, und das abgestimmte Modell der Wärmeerzeugungseinheit ein abgestimmtes physikbasiertes Modell umfasst.

19. Verfahren nach Anspruch 5, wobei die zweite Prüfung eine Modellprüfung umfasst, die folgende Schritte aufweist: Berechnen vorhergesagter Werte, die gemessenen Werten von dem zweiten Datensatz entsprechen, Bestimmen einer Beziehung zwischen den vorhergesagten Werten und den gemessenen Werten innerhalb jedes der Intervalle, Vergleichen der Beziehung zwischen den vorhergesagten Werten und den gemessenen Werten für ein Entwicklungsmuster, während die Intervalle durch die zweite Rückschauzeitspanne fortschreiten.

20. Verfahren nach Anspruch 19, wobei die Simulation des Betriebs der Wärmeerzeugungseinheit ein abgestimmtes Modell der Wärmeerzeugungseinheit umfasst, das ferner die folgenden Schritte umfasst: Erfassen und Sammeln gemessener Werte für mehrere der Betriebsparameter der Wärmeerzeugungseinheit, und Abstimmen eines Modells der Wärmeerzeugungseinheit derart, dass das abgestimmte Modell des Wärmeerzeugungsbestands konfiguriert wird, wobei das Abstimmen einen Datenabgleichprozess umfasst, bei dem die gemessenen Werte für ausgewählte Parameter der Betriebsparameter mit vorhergesagten Werten für die ausgewählten Parameter der Betriebsparameter verglichen werden, um einen Unterschied zwischen ihnen zu bestimmen, auf dem das Abstimmen des Modells basiert.