DE3421522A1

DE3421522A1 - Verfahren und einrichtung zur diagnose eines waermekraftwerks

Info

Publication number: DE3421522A1
Application number: DE3421522A
Authority: DE
Inventors: Erfinder Wird Nachtraeglich Benannt Der
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 1983-06-10
Filing date: 1984-06-08
Publication date: 1984-12-13
Also published as: GB2142758A; JPS59229622A; AU2919084A; JPH0447842B2; DE3421522C2; AU546309B2; GB2142758B; US4630189A; GB8414866D0

Description

Verfahren und Einrichtung zur Diagnose eines Wärmekraftwerks

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Einrichtung zur Diagnose eines Wärmekraftwerks.

Bei der Prozeßsteuerung von Wärmekraftwerken werden bisher auf analoger Basis arbeitende automatische Steuereinrichtungen, nachfolgend kurz APC-Systeme verwendet, bei denen es sich um übliche PID-Steuerungen (Proportional-lntegral-Differenzial-Steuerung) mit Signalrückführung der Prozeß-Zustandsvariablen handelt. Ein Beispiel eines APC-Systems ist in Fig. 1 dargestellt, wobei eine arithmetische PID-Operationseinheit 21 einen Steueralgorithmus mit proportionalen, integrierenden und differenzierenden Vorgängen durchführt. Dabei werden vom Wärmekraftwerk 1 Zustandsvariable FB zurückgeführt und es wird die' Abweichung DEV jeder dieser Zusfeandsvariablen FB vom entsprechenden Sollwert SV durch das Addierwerk 22 bestimmt. Die Abweichung DEV wird dann der arithmetischen PID-Operationseinheit 21 zugeführt, die eine manipulierte Variable ACT erzeugt. In Fig. 1 ist nur eine einzige Steuerschleife dargestellt, APC-Systeme für größere Wärmekraftwerke haben jedoch heute bis zu hundert derartiger Steuerschleifen, wobei es häufig zu Beeinflussungen zwischen diesen Steuerschleifen kommt.

So ist beispielsweise in den Fig. 2A und 2B die allgemeine Anordnung eines Wärmekraftwerks mit APC-System dargestellt. Gemäß Fig. 2A wird der Brennstoff mittels einer Brennstoff-Einspritzpumpe FIP in den Brenner eines Heizkessels eingespritzt, wobei zugleich Luft mittels eines Luftförderers dem Brenner zugeführt wird, sodaß eine Verbrennung stattfindet. In den Heizkessel wird mittels einer Heizkessel-Zuführpumpe BFP Wasser eingeleitet, das längs der Wandungen des Heizkessels nach oben steigt, wobei das Wasser dann verdampft und in einem überhitzer SH überhitzt wird. Durch eine Sprühvorrichtung SP wird Wasser in den Dampf eingesprüht, um so die Temperatur des überhitzten Dampfes zu steuern.

IPO COPY Jl

·■·■ ·' ■"> ι γ; ο "> ύ '-■·■ ζ I οζζ.

Der überhitzte Dampf gelangt in eine Hochdruckturbine HP. Hat der Dampf die Hochdruckturbine HP durchströmt, dann wird er zum Heizkessel zurückgeführt und durch einen Nacherhitzer RH erneut erhitzt, worauf er durch Mitteldruck- und Niederdruckturbinen LP geleitet wird und diese antreibt. Die Turbinen HP und LP sind mit einem elektrischen Generator G verbunden. Der Dampf wird dann in einem Kondensator COND zu Wasser kondensiert*, das dann von der Pumpe BEP wiederum dem Heizkessel zugeführt wird. Eine Gasdrossel GD dient zur Einstellung der Strömungsmenge des Hochtemperaturgases durch den Nacherhitzer RH, womit es möglich ist, ,. die Temperatur des wiedererhitzten Dampfes zu steuern.

Die Brennstoff-Einspritzpumpe FIP arbeitet in Abhängigkeit von einem die Einspritzmenge steuerenden Wert FIR , der vom APC-System (Fig. 2B) als manipulierte Variable vorgegeben wird, wobei die tatsächliche Brennstoff-Einspritzmenge FIR, gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt wird. Auf ähnliche Weise wird die Luft-Einspritzmenge durch - nicht gezeichnete Elemente in Abhängigkeit von einem die Lufteinspritzmenge steuernden Wert AIR bestimmt, wobei dieser steuernde Wert eine vom APC-System gelieferte manipulierte Variable ist, und wobei die tatsächliche Lufteinspritzmenge AIRr₇ gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt wird. In ähnlicher Weise· wird die Wasserzuführmenge durch die Heizkessel-Zuführpumpe BEP in Abhängigkeit von einem Wasserzuführungs-Steuerwert FWF bestimmt, der vom APC-System als manipulierte Variable vorgegeben wird, wobei die tatsächliche Wasserzuführmenge FWF- gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt wird. Die Strömungsmenge des Sprühwassers wird mittels eines Sprühwasserventils gemäß einem überhitzer-Sprühbefehlswert SP bestimmt, der" als manipulierte Variable vom APC-System zugeführt'wird, wobei die mittlere Dampftemperatur MST gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt wird. Die Stellung bzw. der Öffnungsgrad der Gasdrossel GD wird gemäß einem Gasdrossel-Steuerbefehl GD bestimmt, der als manipulierte Variable vom APC-System geliefert wird, wobei die Dampftemperatur im Nacherhitzer

EPO COPY

.- λ oil

gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt wird. Zusätzlich zu den manipulierten Variablen FWF , SP, FIR , AIR und GD, die selbst den tatsächlichen Steuerelementen zugeführt werden, existiert eine manipulierte Variable, nämlich ein Heizungs-Steuerwert FR, der zur Bestimmung anderer manipulierter Variablen dient. Die Blöcke 23-28 in den die manipulierten Variablen führenden Leitungen stellen Stationen dar, die eine Wahl zwischen automatischen und manuellen Steuerungen ermöglichen. Die Blöcke mit dem Hinweis "Π " stellen Addierwerke dar. Die Blöcke mit der Bezeichnung K stellen proportionale Elemente dar. Die Blöcke mit der Bezeichnung "D" sind differenzierende Elemente. Die Blöcke mit der Bezeichnung "J"" stellen integrierende Elemente dar. Die Blöcke mit der Bezeichnung "K+J" sind Elemente mit proportionaler und integrierender Arbeitsweise-. Die Blöcke mit der Bezeichnung "f" stellen Funktionsgeneratoren dar. Mit MWD ist eine Lastanforderung bezeichnet. Mit MST ist ein Einstellwert für die mittlere Dampftemperatur bezeichnet. Mit RHT ist ein Einstellwert für die Dampftemperatur des Nacherhitzers bezeichnet.

Es ist verständlich, daß jede der manipulierten Variablen sich nicht notwendigerweise auf nur einen Zustandswert beziehen muß, sondern daß die Schleifen zur Bestimmung der manipulierten Variablen zueinander in einem Zusammenhang stehen.

Obwohl in Fig. 2B nicht dargestellt, kann der mittlere Dampfdruck MSP ebenfalls gemessen und als Zustandsvariable in das APC-System rückgeführt und dort für die Steuerung verwendet werden. Eine Steuerung allein durch ein solches APC-System weist jedoch die nachfolgenden Einschränkungen bzw. Nachteile auf. (1) Weil die Eigenschaften eines Wärmekraftwerks nicht linear sind, wobei die Belastung einen Parameter darstellt, beinhalten die Parameter der die Steuerfähigkeit bestimmenden PID-Vorgänge im allgemeinen nur ein einziges Muster.

EPO COPY

τ / 9 ι κ '' 9 - -μ? - ο if ζ I J ._ Z

(2) Die Hauptstörungen bei einem Wärmekraftwerk sind beim Normalbetrieb die Laständerungen. Die Wärmekapazität eines Heizkessels ändert sich in Abhängigkeit von der Last. Um die Änderung der Wärmekapazität zu kompensieren,wird ein Heizkesseleingang-Beschleunigungssignal BIR (Fig. 2B) hinzugefügt, um so vor dem zu erwartenden Temperaturabfall die Brennstoffzufuhr zu erhöhen. Dies allein reicht jedoch nicht aus.

(3) In den letzten Jahren besteht bei Wärmekraftwerken die erhöhte Forderung nach einer Verbesserung der Fähigkeit_/auf die Belastung zu reagieren, insbesondere nach einer Verbesserung der Belastungsänderungswarte, wobei jedoch der Verwirklichung einer solchen Verbesserung die Grenzen der Steuerfähigkeit einiger der Zustandsvariablen der Anlage entgegenstehen, insbesondere die mittlere Dampftemperatur und die Dampftemperatur des Nacherhitzers.

Bei einem Versuch, diese Probleme zu lösen, wird ein direktes, digitales Steuersystem (nachfolgend kurz DDC-System genannt) verwendet, um ein Wärmekraftwerk optimal zu steuern, wobei ein Steuermodell verwendet wird, das aus einem mathematischen Modell erstellt wird, welches das Kraftwerk so repräsentiert bzw. darstellt, daß es durch ein APC-System gesteuert und eine komplementäre Steuerung verwirklicht wird. Durch diese komplementäre Steuerung sind die Steuerbedingungen bezüglich der mittleren Dampftemperatur und der Dampftemperatur des Nacherhitzers wesentlich verbessert worden. Fig. 3 zeigt ein System, bei dem als mathematisches Modell ein autoregressives Modell (nachfolgend kurz AR-Modell bezeichnet) verwendet wird.

Vor der Beschreibung des Optimum-Steuersystems von Fig. 3 soll nachfolgend zunächst ein AR-Modell erläutert werden, wie es als mathematisches Steuermodell Anwendung findet.

Ein AR-Modell wird bezüglich einer einzigen Variablen folgendermaßen ausgedrückt: * .. . ♦

EPO COPY

11522

2 -ja

il

x(s) = C a(m)x(s-m) +u(s) (1),

m=1

wobei s einen PrüfZeitpunkt darstellt, wobei vorausgesetzt wird, daß das Prüfen der Kraftwerksvariablen in regelmäßigen Abständen erfolgt. Mit x(s) ist die Zustandsvariable zum Zeitpunkt s bezeichnet, mit a(m) ein Koeffizient des AR-Modells, mit M die Ordnung des AR-Modells und mit u(s) ein weißes Rauschen zum PrüfZeitpunkt s.

Eine Reihe der Werte von u(s) für nacheinander folgende Prüfzeitpunkte s bildet eine weiße Rauschserie.

Wenn man die obige Gleichung des AR-Modells für eine einzige Variable erweitert, dann erhält man die Gleichung (2) des AR-Modells für Mehrfachvariable, nämlich

M
X(s) = ε A(m)X(s-m) +U(s) (2)

m=1 '

wobei s einen PrüfZeitpunkt,

X(s) einen Vektor einer mehrfach-Zustandsvariablen, A(m) eine AR-Modell-Koeffizientenmatrix, M die Ordnung des AR-Modells, und

U(s) einen Vektor des weißen Rauschens bezeichnet.

Wenn die Kombination aus Wärmekraftwerk und APC-Systern, welche das Wärmekraftwerk·steuert, durch ein mathematisches Modell ausgedrückt werden soll, dann kann das erweiterte AR-ModelL, ausdrückt durch die Gleichung (2), verwendet werden. Die Bestimmung der Koeffizientenmatrix wird als Identifikation bezeichnet. Sie besteht im wesentlichen aus zwei Stufen, nämlich einem Identifikationstest (1) zuwSammeln dynamischer Daten der Wärmekraftanlage unter Steuerung durch das APC-System, und einer Modellerstellung (2) zur Bestimmung der AR-Modell-Koeff izientenmatrix. _t ■

EPO COPY Jf

Das Sammeln von Daten für den Identifikationstest wird dadurch durchgeführt, daß den entsprechenden Manipulatios-Anschlußklemmen des Kraftwerks 1, welches durch das APC-System 2 gesteuert wird, gemäß Fig. 4 weiße Rauschsignale WN, die voneinander unabhängig sind, beispielsweise M Reihen (Maximallänge von linearen Verschieberegisterfolgen) von einer weiße Rauschsignale erzeugenden Einheit 9 0 zugeführt und zeitliche Folgen der manipulierten Variablen MV und der Zustandsvariablen FB des Kraftwerks durch eine Datensammeleinheit 91 gesammelt werden. Die dynamischen Daten, welche das gesteuerte Objekt 5 des DDC systems betreffen, beispielsweise das durch das APC-System gesteuerte Wärmekraftwerk, werden somit gesammelt.

Die Bestimmung der Mehrfachvariablen AR-Modellkoeffizientenmatrix A(m) für die Erstellung des Modells wird zusammen mit der Bestimmung der Ordnung M des AR-Modells gemäß den dynamischen Daten des gesteuerten Objekt 5 gesammelt, und zwar durch den Identifizierungstest und durch bestimmte Mittel, beispielsweise eine TIMSEC-Programmbibliothek (Zeitablaufanalyse- und Steuergestaltungsprogramm) .

Wird für die DDC-Steuerung ein AR-Modell verwendet, dann ist es bei der Modellaufstellung günstiger, die Variablen in die Zustandsvariablen des Kraftwerks (Rückkopplungsinformation bezüglich des Drucks, der Temperatur, der Strömungsmenge und dergleichen) aufzuteilen und die auf das Kraftwerk zugebenden manipulierten Informationen (Steuerinformation bezüglich der Feuerungsmenge, der Sprühventilposition und dergleichen) ebenfalls aufzuteilen, weil es eine solche Aufteilung leichter macht, die für jeden Augenblick durchzuführende arithmetische Operation-vorzunehmen. Das AR-Modell wird deshalb gemäß der nachfolgenden Gleichung (3) ausgedrückt. Bei der Aufstellung dieser Gleichung (3) werden der Zustandsvektor Z und der Manipulationsvektor Y verwendet.

= B(i)Z_Q(s) + Z_{i + 1}(s) + C(I)Y(S) (3)^

EPO COPY

vf '■· - ·' 1 5 ' 2

/3

wobei i = 0, 1, 2, , M - 1, M die Ordnung des AR-Modells

darstellt,

B die Koeffizientenmatrix des AR-Modells für den Zustandsvektor Z ist,

C die Koeffizientenmatrix des AR-Modells für den Manipulationsvektor Y darstellt,

Z (s+1) die vorgegebenen Werte des Zustandsvektors Z (s+1) für den Testzeitpunkt (s+1) darstellt, d.h. für den Zeitpunkt unmittelbar nach dem Zeitpunkt s.

Wenn die obige Gleichung (3) verwendet wird, dann beinhaltet die Identifizierung die Bestimmung der Ordnung M des AR-Modells sowie die Bestimmung der Koeffizientenmatrizen B und C des AR-Modells. Die Kombination des Wärmekraftwerks 1 und des APC-Systems 2, welches das Wärmekraftwerk 1 steuert, wird als ein steuerndes AR-Modell 4 ausgedrückt.

Der Optimum-Manipulationsvektor G bringt eine Näherungsfunktion J auf ihren Minimalwert, wobei die Funktion J durch folgende Gleichung (4) ausdrückbar ist:

J = Σ fx^T(i)QX(i) + Y^T(i-1)RY(i-1)? (4),

wobei K die Auswertzeit,

T
X (i) eine transporierte Matrix von X(i), Q eine Gewichtsfaktormatrix des Zustandsvektors,

T
Y (i-1) eine transponierte Matrix von Y(i-1), und schließlich R eine Gewichtsfaktormatrix des Manipulationsvektors darstellt. Der Vektor G wird vorab festgelegt, und zwar unter Verwendung des Steuerung-AR-Modells 4, ausgedrückt durch die Gleichung (3). Während der On-Line-Steuerung wird zu jedem TestZeitpunkt dem Ausgang des APC-Systems zum Zweck der Bestimmung des Wertes der manipulierten Variablen ein Wert hinzugefügt, der gegeben ist durch

Y(s+1) - G-Z(s+1).

Eine einzige Steuerschleife für eine derartige Optimum-Steuerung

EPOCOPY M

- - 2 I ο ζ

ist in Fig. 5 dargestellt.

Das DDC-System 3 führt einen Zeitgrößenausgang mit INC (Anstieg) oder DEC (Abfall), der von dem vomJDC-System 3 bestimmten Wert (Hilfsmanipulationswert) einem Analogspeicher (AM) 230 zu, dessen Ausgang DCT, der ein Spannungssignal mit einer Größe und einem Vorzeichen entsprechend dem Hilfswert ist, in einem Addierwerk 231 dem Ausgang des APC-Systems 2 zugeführt wird, wobei dann die Summe als Stellwert verwendet wird, der einer Einstellvorrichtung 232 zugeführt wird, die ihrerseits eine manipulierte Variable MV erzeugt. Bei einer derartigen Optimum-Steuerung wird der Ausgang ACT des APC-Systems 2 als Ergebnis der arithmetischen Operation PID erhalten und weist üblicherweise keinen Überschußwert auf, während der Ausgang DCT des DDC-Systems 3 für das Kraftwerk zu groß ist.

Es ist deshalb notwendig, ein Überwachung s sys tem zu schaffe'n, das eine Überwachung des Kraftwerks vornimmt. Ein Beispiel für ein derartiges Überwachungssystem ist in Fig. 6 gezeigt. Bei diesem System werden zum einen die Unterschiede zwischen den vorgegebenen Werten Z (s+1) der Zustandsvariablen zum nächstfolgenden (unmittelbar folgenden) Testzeitpunkt, vorgegeben durch das Steuer-AR-Modell 4 auf der Basis der tatsächlichen Kraftwerksvariablen zum Testzeitpunkt s und den tatsächlichen Werten Z(s+1) bei Anforderung durch die Bedienungsperson auf einem Anzeigegerät 310 angezeigt, und zwar in Form eines Trend-Ausgangs, und zum anderen wird jede der dem Kraftwerk zugeführten manipulierten Variablen MV mit einem veränderbaren Grenzwert verglichen, der sich in Abhängigkeit vom Lastbefehl ändert, wobei der Vergleich in einer Überwachungseinheit 311 für die manipulierten Variablen erfolgt, und wobei entschieden wird, daß die manipulierte Variable MV dann als abnormal gilt, wenn sie den Grenzwert überschreitet, worauf dann auf dem Anzeigegerät 310 ein Alarm-Ausgang erzeugt und bewirkt wird, daß die manipulierte Variable den Wert des unmittelbar vorausgehenden TestZeitpunkts annimmt.

EPO COPY

- Yl -

Die Bestimmung der Grenzwerte, wobei selbstverständlich den besonderen Gegebenheiten des jeweiligen Kraftwerk Rechnung getragen werden muß, stellt jedoch eine sehr schwierige Aufgabe dar. Bisher geht man dabei von den Erfahrungen aus, die man beim Betrieb gewonnen hat, und es ist dabei trotzdem sehr schwierig, sicherzustellen, daß die eingegebenen Werte brauchbar sind. Eine tatsächlich objektive und konsequente Diagnose auf der Grundlage der manipulierten Variablen ist deshalb schwer durchzuführen. Trotz der Verwendung des AR-Modells 4, das eine Vorgabe der Zustandsvariablen FB ermöglicht, ist es deshalb darüberhinaus bisher nicht möglich gewesen, für die manipulierten Variablen MV eine Vorgabe zu geben.

Bei einem anderen bekannten System wird ein Diagnosemodell in Form eines AR-Modells verwendet, das eine Kombination aus dem Kraftwerk und dem APC-System darstellt welches das zu diagnostizierende Objekt bildet und ausdrückbar ist durch:

_A M

Z(s + 1) =S A(m)Z(s + 1-m) (5)

m=1

Auf der Grundlage der tatsächlichen Zustandsvariablen zum Testzeitpunkt s werden damit Vorgabewerte Z (s+1) für den nächstfolgenden Testzeitpunkt (s+1) erzeugt. Zum nächstfolgenden Testzeitpunkt (s+1) werden dann die Unterschiede zwischen den Vorgabewerten Z(s+1) und den tatsächlichen Zustandsvariablen Z (s + 1) durch die folgende Gleichung bestimmt:

Λ
E(s + 1) = Z(s + 1) - Z(s + 1) (6)

Der,Weißpegel der Zeitfolgen der Differenzen E (s + 1) wird dann festgestellt, und zwar gemäß der Autokorrelationsfunktion der Zeitfolgen und des Auftretens bzw. Nichtauftretens abnormaler Zustände bei jedem Test. Auf diese Weise erfolgt dann die Diagnose des Kraftwerks. Eine solche Diagnose ist jedoch für ein Wärmekraftwerk nicht zufriedenstellend, weil ein Wärmekraftwerk ein dynamisches System darstellt, in welchem eine große Zahl von Veränderlichen in inniger Beziehung zueinander stehen und

EPOCOPY §

U /■:■

wobei ein einziger Fehler fehlerhafte Auswirkungen auf zwei oder mehrere andere Variable haben kann. Jedenfalls ist bis heute kein Diagnosesystem realisiert worden, das bei abnormalen Erscheinungen Informationen liefert und eine kontinuierliche überwachung der Änderungen des Grades der abnormalen Erscheinungen während des tatsächlichen Zeitablaufs (On-Line) liefert, und zwar dynamisch, also als Punktion der Zeit. Auch ist bisher noch kein Diagnosesystem entwickelt worden, bei dem sowohl das APC-System als auch das DDC-System verwirklicht ist.

Aufgabe der folgenden Erfindung ist deshalb die Schaffung eines Verfahrens und einer Einrichtung,mit deren Hilfe es möglich ist, das Auftreten einer Abnormität eines Kraftwerks während einer On-Line-Steuerung festzustellen und ein Alarmsignal zu erzeugen. Weiterhin soll es damit möglich sein, einen Alarmpegel einzustellen der eine objektive bzw. einwandfreie Diagnose bei der überwachung der Unterschiede vorgegebener Werte gewährleistet, um so sicherzustellen, daß die manipulierten Variablen bei der Optimum-Steuerung geeignete Größen besitzen. Ferner soll es möglich sein, den Grund auftretender Abnormitäten festzustellen und diese zu lokalisieren. Schließlich soll es möglich sein, das DDC-System von der Steuerung dann auszunehmen, wenn ein Fehler festgestellt wird.

Die Lösung dieser Aufgabe erfolgt durch ein Verfahren zur Diagnose einer ein Wärmekraftwerk enthaltenden Wärmekraftanlage, mit einem das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuerungssystem, das in Rückkopplung Zustandsvariable des Wärmekraftwerks darstellende Signale empfängt und eine PID-Steuerung durchführt, mit einem aus einem mathematischen Modell gebildeten Steuermodell, welches eine Kombination aus Wärmekraftwerk und das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuersystem darstellt, und mit einem direkten, digitalen Steuersystem, welches das Steuermodell benutzt und das Wärmekraftwerk in Form einer Optimum-Steuerung steuert, wobei das selbsttätige Wärmekraftwerk-Steuersystem und das direkte digitale Steuersystem zueinander komplementäre Steuerungen durchführen, das dadurch gekennzeichnet ist, daß aus einem mathematischen Modell, welches die Kombination aus Kraftwerk, selbsttätigem

EPOCOPY §

-wr-. 342Ί 522

Af

Kraftwerk-Steuersystem, Steuermodell und direktem digitalem Steuersystem darstellt, ein Wärmekraftwerk-Diagnosemodell erstellt wird, daß aus dem Wärmekraftwerk-Diagnosemodell Vorgabewerte für die Wärmekraftwerk-Variablen abgeleitet werden, daß die Differenz zwischen dem Vorgabewert jeder Kraftwerksvariablen und dem Ist-Wert derselben Kraftwerksvariablen festgestellt wird, daß die festgestellten Differenzen nacheinander gespeichert und so eine Zeitfolge dieser nacheinander festgestellten Differenzen erstellt wird, daß Weiß-Indize ermittelt und zum Prüfen des Weißpegels der Zeitfolgen der Differenzen verwendet werden, und zwar gemäß den Zeitfolgen der Differenzen, daß festgestellt wird, ob eine der Kraftwerksvariablen abnormal ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes, daß festgestellt wird, ob eine der manipulierten Variablen unrichtig ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes und gemäß dem Ergebnis der Abnormitätsfeststellung, und daß dann ein Alarmsignal abgegeben wird, wenn eine Abnormität oder eine Unrichtigkeit festgestellt worden ist.

Weiterhin wird gemäß der Erfindung eine Einrichtung zur Diagnose einer ein Wärmekraftwerk enthaltenden Wärmekraftanlage, mit einem das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuerungssystem, das in Rückkopplung Zustandsvariable des Wärmekraftwerks darstellende Signale empfängt und eine PID-Steuerung durchführt, mit einem aus einem mathematischen Modell gebildeten Steuermodell, welches eine Kombination aus Wärmekraftwerk und das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuersystem darstellt, und mit einem direkten, digitalen Steuersystem, welches das Steuermodell benutzt und das Wärmekraftwerk in Form einer Optimum-Steuerung steuert, wobei das selbsttätige Wärmekraftwerk-Steuersystem und das direkte digitale Steuersystem zueinander komplementäre Steuerungen durchführen, ge'schaffen, die gekennzeichnet ist durch eine Vorrichtung, die aus einem mathematischen Modell, welches die Kombination aus Kraftwerk, selbsttätigem Kraftwerk-Steuersystem, Steuermodell und direktem digitalen Steuersystem darstellt, ein Wärmekraftwerk-Diaqnosemodell erstellt , eine Vorrichtung, die aus dem Wärmekraftwerk-

EPO QOPY

Doagnosemodell Vorgabewerte für die Wärmekraftwerk-Variablen ableitet, eine Vorrichtung, die die Differenz zwischen dem Vorgabewert jeder Kraftwerksvariablen und dem Ist-Wert derselben Kraftwerksvariablen feststellt, eine Vorrichtung, die die festgestellten Differenzen nacheinander speichert und so eine Zeitfolge dieser nacheinander festgestellten Differenzen erstellt, eine Vorrichtung, die Weiß-Indizes ermittelt und zum Prüfen des Weißpegels der Zeitfolgen der Differenzen verwendet, und zwar gemäß den Zeitfolgen der Differenzen, eine Vorrichtung, die feststellt, ob eine der Kraftwerksvariablen abnormal ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes, eine Vorrichtung, die feststellt, ob eine der manipulierten Variablen unrichtig ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes und gemäß dem Ergebnis der Abnormitätsfeststellung, und eine Vorrichtung, die dann ein Alarmsignal abgibt, wenn eine Abnormität oder eine Unrichtigkeit festgestellt worden ist. Auf der Zeichnung zeigen:

Fig. 1 ein Blockschaltbild eines Wärmekraftwerks und eines APC-Systems, wobei nur eine einzige Steuerschleife dargestellt ist,

Fig. 2A die Gesamtanordnung eines Beispiels eines Wärmekraftwerks,
Fig. 2B ein Blockschaltbild eines Beispiels eines APC-Systems

zur Steuerung des Wärmekraftwerks von Fig. 2A, Fig. 3 ein Blockschaltbild eines DDC-Systems, das in Verbindung mit einem APC-System zur Durchführung einer Optimum-Steuerung verwendet wird,

Fig. 4 ein Blockschaltbild einer ein weißes Rauschen erzeugenden Einheit und einer Datensammeleinheit zum Identifizieren des gesteuerten Objekts,

Fig. 5 ein Blockschaltbild zur Erläuterung des Hinzufügens des Ausgangs eines APC-Systems zu einem DDC-System zum Zweck der Bestimmung einer manipulierten Va- · riablen,

Fig. 6 ein Blockschaltbild eines üblichen Diagnosesystems, Fig. 7 ein Blockschaltbild einer Ausführungsform eines.

_EPo copy

Kraftwerk-Diagnosesystems nach der Erfindung, Fig. 8. ein Blockschaltbild einer Einheit zum Erzeugen eines weißen Rauschens und einer Datensammeleinheit für das

Identifizieren des Diagnoseobjekts, Fig. 9 ein Blockschaltbild zur Erneuerung der Einzelheiten eines

Beispiels einer Diagnoseeinheit, Fig. 10 ein Blockschaltbild, ähnlich demjenigen von Fig. 7, wobei jedoch die spezifischen Variablen angegeben sind, die zur Diagnose eines bestimmten Beispiels eines Wärmekraftwerks

Verwendung finden,
Fig. 11 ein Blockschaltbild ähnlich Fig. 8 in Verbindung mit einem

spezifischen Diagnoseobjekt, Fig. 12 ein Blockschaltbild ähnlich Fig. 9 für ein spezifisches

Beispiel einer Diagnoseeinheit, und Fig. 13 ein Beispiel eines Druckerausgangs zur Erläuterung, wie der Weißindex-Trend angegeben wird.

Figur 7 zeigt ein Kraftwerkssystem mit Diagnosesystem nach der Erfindung. Dabei wird die Kombination aus einem Wärmekraftwerk 1 und einem das Wärmekraftwerk 1 steuernden APC-System 2 als gesteuertes Objekt 5 bezeichnet,und ein Steuerungs-AR-Modell 4 repräsentiert das gesteuerte Objekt 5, und zwar durch ein mathematisches Modell in Form eines AR-Modells. Es ist dabei darauf hinzuweisen, daß das Steuerungsmodell auch irgendein anderes mathematisches Modell sein kann, das die Werte für den nächstfolgenden Testzeitpunkt vorgibt, beispielsweise ein ARMA-Modell (AR-Modell mit sich bewegendem Bereich). Das ARMA-MOdell kann durch die folgende Gleichung ausgedrückt werden:

M ^N
x(s) = £ a(m)x(s-m) +S b(n)u(s-n) (7)

m=1 n=1 '

wobei s, x(s) a(m), M und u(s) dieselbe Bedeutung besitzen wie bereits beschrieben worden ist. Darüberhinaus bezeichnet b(n) Koeffizienten für u(s), und zwar mit b(1> =1. Meist wird das ARMA-Modell dazu verwendet, übliche statische stochastische Prozesse zu beschreiben. Für den Zweck der Steuerung jedoch ist ein AR-Modell '

EPO COPY

! ZO

deshalb vorteilhaft, weil die Programmentwicklung einfacher ist bei den für die Praxis zufriedenstellenden Bedingungen , sodaß in üblichen DDC-Systemen meist AR-Modelle verwendet werden.

Das Kraftwerks-Diagnosesystem der vorliegenden Ausführungsform enthält ein Diagnose-AR-Modell 7 und eine Kraftwerks-Diagnoseeinheit 8. Das Diagnose-AR-Modell 7 ist ein mathematisches Modell eines zu diagnostizierenden Objekts 6, das aus dem zu steuernden Objekt 5, dem DDC-System 3 und dem Steuerungs-AR-Modell 4 besteht. Das Diagnose-AR-Modell 7 wird im wesentlichen auf die gleiche Weise bestimmt wie das Steuerungsmodell. Wie aus Fig. hervorgeht, erzeugt eine Einheit 9 0 ein weißes Rauschen und das weiße Rauschen WN wird auf die entsprechenden Summen der Ausgänge ACT des APC-Systems 2 und der Ausgänge DCT des DDC-Systems 3 aufgeprägt, und die manipulierten Variablen MV, welche der Anlage 1 zugeführt werden, und die Zustandsvariablen FB der Anlage 1 werden durch eine Datensammeleinheit 91 gesammelt. Die AR-Modell-Koeffizientenmatrix und die Ordnung des Modells werden auf der Grundlage der gesammelten Daten bestimmt. Die Berechnung zum Bestimmen der Koeffizientenmatrix und der Ordnung des Modells wird auf Off-Line-Basis durchgeführt.

Das zu diagnostizierende Objekt 6 weist im allgemeinen nicht-lineare Kennlinien auf. Um das System an die Nichtlinearltät anzupassen, werden für die verschiedenen Werte der Last gesonderte Identifizierungen durchgeführt, beispielsweise für niedrige Belastung, für eine mittlere Belastung und für eine hohe Belastung. Weiterhin werden gesonderte AR-Koeffizientenmatrizen Al, Am und Ah linearer AR-Modelle erstellt und gespeichert. Während des Betriebs wird eine Interpolation durchgeführt, und zwar unter Verwendung der gespeicherten Koeffizientenmatrizen, um so für jeden Testzeitpunkt eine AR-Koeffizientenmatrix A(m) eines solchen AR-Modells festzulegen, das für irgendeine gegebene Last geeignet ist, wobei Fehler aufgrund der Ungenauigkeit des AR-Modells bezüglich der Nichtlinearität des Objekts vernachlässigt werden können.

EPO COPY

^ 3-2152

9A

Die Diagnoseeinheit 8 nimmt die manipulierten Variablen MV und die Zustandsvariablen FB vom zu diagnostizierenden Objekt 6 auf und Vorgabewerte der manipulierten Variablen MV und der Zustandsvariablen FB vom Diagnosemodell 7 und führt Entscheidungen bezüglich des Auftretens einer Abnormität (Feststellung der Abnormität), der Feststellung eines Fehlers, der Erfordernis eines Alarmausgangs zur Benachrichtigung der Bedienungsperson und bezüglich der Erzeugung eine Befehls zum Ausschluß des DDC-Systems von der Steuerung.

Es ist daraufhinzuweisen, daß es nicht notwendig ist, alle Kraftwerksvariablen (manipulierte Variable und Zustandsvariable) für diese Diagnose heranzuziehen, es kann vielmehr auch die Verwendung nur einiger Hauptvariablen genügen. Bei der Identifizierung des Diagnosemodells werden weiße Rauschsignale nur denjenigen manipulierten Variablen überlagert, die für die Diagnose verwendet werden, und Daten nur derjenigen Kraftwerksvariablen, die für die Diagnose verwendet werden, müssen gesammelt werden.

Fig. 9 zeigt im einzelnen ein Beispiel einer Kraftwerks-Diagnoseeinheit 8, die eine Differenz-Recheneinheit 81, eine Weißindex-Recheneinheit 82, eine Abnormitäts-Feststelleinheit 83, eine Fehler-Feststelleinheit 84, einen Speicher 85, eine Ausgabevorrichtung 86 und eine Alarmvorrichtung 87 aufweist.

Das Diagnose-AR-Modell 7 nimmt die tatsächlichen Werte der manipulierten Variablen MV und der Zustandsvariablen FB über die Differenz-Recheneinheit 81 vom zu diagnostizierenden Objekt 6.auf, und zwar zu jedem Testzeitpunkt. Auf der Basis eines Zustandsvektors, der aus den manipulierten Variablen MV und den Zustandsvariablen FB besteht, wobei

(S) =(^m\
1^tS) \FB/,

EPO COPY ö.

- 3*δ ι5ζ2

bestimmt dann das Modell 7 die Vorgabewerte des Zustandsvektors für den nächstfolgenden Testzeitpunkt (s+1), und zwar gemäß der Gleichung (8):

A M

X₁(S + !) = £ A(m)X (s+1-m) (8)

¹ m=1

Die neu vorgegebenen Werte X₁(s+1) werden in einem Einzelr schritt-Puffer gespeichert, während die Vorgabewerte X₁(S)/ die ein Zeitintervall vorher (zum Zeitpunkt des unmittelbaren vorausgehenden Testzeitpunktes) berechnet worden sind, abgegeben und der Differenz-Recheneinheit 81 zugeführt werden.

Die Differenz-Recheneinheit 81 nimmt die manipulierten Variablen MV und die Zustandsvariablen FB auf und erstellt einen Zustandsvektor

Die Differenz-Recheneinheit 81 nimmt aber außerdem die Vorgabewerte X (s) des Zustandsvektors vom Diagnose-AR-Modell 7 auf und bestimmt die Differenzen ^(s) gemäß der folgenden Gleichung (9):
.\s) - ä,.\sj - λ-,, is; ^ 'ι

wobei i die besondere Spezifikation der Variablen angibt, X-, ., > das i-te Element von X₁ (s) ist und

X. X \ S / I

A A

X, . (s) das i-te Element von X^ . . .

Jede Spezifikation der Matrix entspricht der besonderen Kraftwerks variable»»..

Die resultierenden Differenzen ^₁(_s) werden der Weißindex-Recheneinheit 82 zugeführt. Die Differenzen C₁(S) können Fehler enthalten, und zwar infolge der üngenauigkeit des Modells,

EPQ COPY

ebenso auch Abweichungen infolge physikalischer Störungen im Kraftwerk. Weil jedoch sichergestellt ist, daß der erst- . genannte Fehler vernachlässigbar ist, und zwar durch geeignete Modellerstellunq einschließlich der Schaffung mehrerer Modelle und der Interpolarjiion zur Anpassung an die Nichtlinearität, kann davon ausgegangen werden, daß jede Differenz £.(s) lediglich Abweichungen aufweist, die auf physikalischen Störungen des Kraftwerks beruhen.

Die Abweichungen infolge physikalischer Störungen des Kraftwerks bestehen, soweit sich das zu diagnostizierende Objekt im Normalzustand befindet, aus einem weißen Rauschen. Durch Prüfung, ob eine Zeitfolge der Differenzen £.(s) weiß ist, kann somit entschieden werden, ob das zu diagnostizierende Objekt 6 sich im Normalzustand oder im abnormalen Zustand befindet. Zur Feststellung, ob die Differenzen £ .(s) weiß sind •oder nicht, werden die Weißpegelindizes berechnet und geprüft.

Die Weißpegelindex-Berechnungseinheit 82 nimmt die Differenzen C.(s) von der Differenz-Berechnungseinheit 81 auf und speichert die Differenzen £.(s) und bildet somit eine Zeitfolge von Differenzen C.(s) für jede Kraftwerksvariable (Spezifikation i). Die Zahl N der Differenzen der Zeitfolgen wird so gewählt, daß sie vom Standpunkt der Statistik her genügt. Die Berechnungseinheit 82 bestimmt aus den Zeitfolgen der Differenzen die Weiß-Indizes AL. . , und zwar gemäß der Gleichung (1.0):

	.(S) *	ε_ή (s+1)	-1)
N-I.		j
Σ ε		In-I
s=l	(S)²	* Σ ε . (s^J
		Js=I ³



i-r-1
Σ ε .
S=I ^χ

Wobei i und j die den Kraftwerksvariablen zugeordneten Spezifikationszahlen der Differenzen sind.

EPO COPY

9U

Λ·7

Der Weiß-Index AL.. (für die Spezifikationszahlen i und j) stellt eine Korrelation zwischen den Differenzen der beiden Spezifikationen dar, oder den Grad des Effekts der Differenz £. (s) des i-ten Elements des Zustandsvektor X. an einem gegebenen Testzeitpunkt s der Differenzen £.(s+1) des j-ten Elements des Zustandsvektors X₁ zum Zeitpunkt des nächsten Testzeitpunktes (s + 1) .

Der Nenner in der Gleichung (10) wird zur Normalisierung eingeführt, und zwar deshalb, weil die Signale der verschiedenen Spezifikationen unterschiedliche Dimensionen haben können.

AL.. mit i = j, also AL.., stellt eine Autokorrelationsfunktion dar, während AL.. mit i ^ j eine Kreuzkorrelationsfunktion ist.

Infolge der Kausalität in dem Wärmekraftwerk ist es unnötig, den Effekt einer Zustandsvariablen auf eine manipulierte Variable zu betrachten, sodaß nur diejenigen Kreuzkorrelationsfunktionen, die den Effekt einermanipulierten Variablen auf eine Zustandsvariable repräsentieren, beispielsweise AL.., wobei i eine Spezifikationszahl einer manipulierten Variablen ist und j eine Spezifikationszahl einer Zustandsvariablen ist, zu berechnen. Dies macht es möglich, die Zeit herabzusetzen, die zur Berechnung der Korrelationsfunktionen erforderlich ist.

Wenn das zu diagnostizierende Objekt 6 sich im Normalzustand befindet, dann ist eine Zeitfolge von Differenzen ξ. einer bestimmten. Kraftwerksvariablen unabhängig von einer Zeitfolge von Differenzen einer anderen Kraftwerksvariablen, sodaß ein weißer Zustand besteht, sodaß der Weiß-Index AL.. einer normalen Verteilung entspricht, wobei sein Mittelwert 0 ist. Bei Auftreten einer Abnormalität im zu diagnostizierenden Objekt beginnen die Zeitfolgen der Differenzen £ . eine Korrelation zu haben_;und es besteht kein weißer Zustand mehr, d.h. es ergibt sich ein Farbzustand, sodaß der Weißindex AL.. größer wird.

EPO COPY

Die Weiß-Indizes AL.., die von der Weißindex-Berechnungseinheit bestimmt worden sind, werden dem Speicher 85, einem Abnormalitätsdetektor 83 und einem Fehlerdetektor 84 zugeführt.

Der Speicher 85 nimmt die Weiß-Indizes AL.. der Berechnungseinheit 82 auf und speichert die Indizes zusammen mit den Zeitdaten, die gesondert zugeführt werden. Die Folgen von Indizes AL.., die für eine feste Zahl von unterschiedlichen Testzeitpunkten s berechnet worden sind, werden gespeichert. Wenn eine neue Folge von Indizes AL.. berechnet wird, dann wird die älteste Folge von Indizes, also die zum frühesten Testzeitpunkt berechneten Indizes gelöscht und an deren Stelle die neu berechneten Indizes gespeichert. In anderen Worten, der Speicher 85 bringt die Folgen von Indizes jedesmal dann auf den neuesten Stand, wenn eine neue Folge von Indizes berechnet worden ist.

Wenn die Abnormitäts-Feststelleinheit 83 eine Abnormität feststellt, dann wird der Speicher 85 über diese Feststellung informiert und führt die gespeicherten Daten der Ausgangsvorrichtung 86 zu, die beispielsweise ein Zeilendrucker sein kann, womit die Vorrichtung 86 dazu veranlaßt wird, die Daten auszudrucken. Von den abgegebenen Daten kann die Bedienungsperson eine Aufzeichnung erhalten und die Daten analysieren.

Die Abnormitäts-Feststelleinheit 83 nimmt die Autokorrelationsfunktionen darstellenden Indizes AL., von der Berechnungseinheit 82 auf und prüft den Weißpegel jedes Indexes AL... Zunächst wird von einer Hypothese (Null-Hypothese) bezüglich des Effekts, daß AL.. keine Korrelation darstellt, ausgegangen. Weil die Zahl N von Daten für die Bestimmung jedes Indexes AL.. genügend groß ist, besitzt AL., (die Wahrscheinlichkeit) eine normale Verteilung und der Mittelwert (Erwartung) ist 0. Die obere Grenze bzw. der Alarmpegel ALARML für AL.., über dem die Hypothese wegfällt, beispielsweise nicht gesagt werden kann, daß die Indizes-AL.. eine Nicht-Korrelation angeben, ist somit durch

ix

EPO COPY M

c· / ο - 2« - Jt^

die nachfolgende Gleichung (11) gegeben, wobei als Bedeutungspegel 5% angenommen ist:

ALARML = h~ (11)

Der Nenner 0ΠΤ) dient dabei zur Korrektur der Tatsache, daß die Zahl N der zur Bestimmung von AL.. verwendeten Daten eil begrenzte Zahl ist. Wenn sich herausstellt, daß

AL . . > ALARML (12)

dann wird entschieden, daß keine Abnormität vorliegt.

Wird jedoch irgendeine der manipulierten Variablen MV und der Zustandsvariablen FB als abnormal erkannt, dann wird die Spezifikationszahl dieser Variablen der Fehlerfeststelleinheit 84 und der Alarmvorrichtung 87 (beispielsweise einer CRT-Anzeigevorrichtung) gemeldet, die dann einen Alarm abgibt, um so die Aufmerksamkeit der Bedienungsperson auf sich zu lenken. Der Alarm kann beispielsweise folgende Informationen enthalten:

Zeit Name "abnormal" -P.DIAG-

die Zeit ist hier diejenige Zeit, zu welcher die Abnormität festgestellt worden ist;

der "Name" ist der Name (in ABkürzung) der manipulierten Variablen oder der Zustandsvariablen mit Abnormität; "-P.DIAG-" zeigt an, daß der Alarm vom Diagnosesystem kommt. Letztere Information wird unter der Annahme hinzugefügt, daß die Alarmvorrichtung 87, insbesondere die Kathodenstrahl-Anzeigeröhre, auch durch andere, nichtdargestellte Systeme verwendet wird. Die Alarminformation wird eine bestimmte zeitlang angezeigt.

Die Fehlerfeststelleinheit 84 nimmt diejenigen Weiß-Indizes auf, die Autokorrelationsfunktionen AL.. (i/j) sind und außerdem vom

EPO COPY

Abnormitätsdetektor 83 die Spezifizierungszahlen solcher Kraftwerksvariablen, die als abnormal festgestellt worden sind. Die Einheit 84 stellt fest, ob diejenigen Kreuzkorrelationsfunkttionen AL. ., die einen Effekt auf die Zeitfolgen der Differenzen der als abnormal erkannten Zustandsvariablen darstellten, anzeigen, daß die beiden Differenzfolgen keine Korrelation aufweisen und ob irgendein Fehler aufgetreten ist.

Die Entscheidung bzw. Prüfung, ob AL.. anzeigt, daß die beiden D.ifferenzfolgen keine Korrelation aufweisen, wird auf der Grundlage der folgenden Ungleichung durchgeführt, ähnlich wie im Fall der Prüfung der Autokorrelationsfunktionen

AL . . > ALARM . (13)

Wenn als Signifikantszahl 5% angenommen wird, wie dies auch bei der Autokorrelationsfunktion der Fall war, dann ergibt sich,

1 Qfi
ALARM = (14)

Wenn die Ungleichung (15) erfüllt ist, dann wird daraus der Schluß gezogen, daß AL.. angibt, daß die beiden Differenzfolgen zueinander in einer Korrelation stehen.

Die Feststellung darüber, ob ein Fehler aufgetreten ist, wird gemäß den folgenden Kriterien durchgeführt. Wird eine der Zustandsvariablen als abnormal erkannt und wird irgendeine der manipulierten Variablen als abnormal ermittelt, und ist festgestellt worden, daß die den Effekt der manipulierten Variablen darstellende Autokorrelationsfunktion abnormal ist oder daß die als abnormal erkannte Zustandsvariable anzeigt, daß die Differenzfolge in Korrelation steht, dann wird entschieden, daß die Abnormität der Zustandsvariablen FB auf einer Abnormität der manipulierten Variablen MV beruht, wobei

EPO COPY Ο,

ze

eine derartige Abnormität der manipulierten Variablen MV als ein Fehler angesprochen wird. In anderen Worten, ein Fehler wird definiert als Abnormität einer manipulierten Variablen, die zu einer Abnormität einer Zustandsvariablen führt.

Wird auf diese Weise ein Fehler festgestellt, dann gibt die Fehlerfeststelleinheit 84 einen Befehl ab, um zu bewirken, daß das DDC-System 3 von der weiteren Steuerung ausgeschlossen und das Wärmekraftwerk 1 nur noch durch das APC-System 2 gesteuert wird.

Die Einheit 84 bewirkt außerdem, daß die Alarmvorrichtung 87 eine Alarminformation anzeigt, um so die Bedienungsperson zu informieren. Die angezeigte Alarminformation kann folgendermaßen aussehen:

Zeit Name 1 ABNORMAL. Bitte Name 2 prüfen

- P. DIAG -

Hier bedeutet "Zeit" denjenigen Zeitpunkt, an welchem der Fehler festgestellt worden ist, "Name 1" den Namen der Zustandsvariablen, die als abnormal erkannt worden ist, "Name 2" den Namen der manipulierten Variablen, die als Ursache der Abnormität in der Zustandsvariablen "Name 1" und somit als unrichtig erkannt worden ist.

Fig. 10 zeigt ein Beispiel eines Kraftwerk-Diagnosesystems zur Diagnose der in Fig. 2A gezeichneten Wärmekraftanlagen. Bei diesem Beispiel werden drei manipulierte Variable MV, nämlich die Feuerungsmenge FR, der Positionsbefehl SP für das Sprühventil des Überhitzers und der Positionsbefehl GD für die Gasdrossel des Nacherhitzers, und drei Zustandsvariablen FB, nämlich die mittlere Dampftemperatur MST, der mittlere Dampfdruck MSP und die Dampftemperatur RHT des Nacherhitzers, in das Diagnosesystem eingegeben, und die Diagnose wird dann auf der Grundlage dieser Eingangsdaten durchgeführt. Das Kraftwerks-Diagnose-AR-Modell 7 wird gemäß der besonderen Lastanforderung

EPO COPY

MWD durch Interpolation eingestellt.

Fig. 11 zeigt, wie eine Identifizierung eines für das System von Fig. 10 geeigneten Kraftwerk-Diagnose-AR-Modells 7 durchgeführt werden kann. Wie ersichtlich, werden von einer Generatoreinheit 90 voneinander unabhängige weiße Rauschsignale erzeugt und den Summen der Ausgänge des APC-Systems 2 und des DDC-Systems 3 überlagert,und die Werte der mit dem weißen Rauschen überlagerten manipulierten Variablen MV, also der Feuerungsmengenbefehl FR, der Positionsbefehl SP für das Überhitzer-Sprühventil und der Steuerbefehl GD für die Gasdrosselposition, sowie die Werte der Zustandsvariablen FB, also die mittlere Dampftemperatur MST, der mittlere Dampfdruck MSP und die Nacherhitzer-Dampftemperatur RHT werden gesammelt, worauf die Koeffizientenmatrix Am des AR-Modells der Gleichung (2) erstellt wird. Auf diese Weise wird das Kraftwerks-Diagnose-,AR-Modell 7 identifiziert. Es ist verständlich, daß dabei mehrere (drei) Koeffizientenmatrizen für die unterschiedlichen Werte (niedrig, mittel und hoch) der Belastung festgelegt werden.

Fig. 12 zeigt ein Beispiel einer für das System von Fig. 10 geeigneten Kraftwerks-Diagnoseeinheit 8. Die Koeffizientenmatrix des Diagnose-AR-Modells 7 wird entsprechend der Lastanforderung MWD eingestellt, und zwar mittels Interpolation. Die manipulierten Variablen MV, nämlich der Feuerungsbefehl FR, der Positionsbefehl SP für das Überhitzer-Sprühventil und der Positionsbefehl GD für die Nacherhitzer-Gasdrossel, sowie die Zustandsvariablen FB, nämlich die mittlere Dampftemperatur MST, der mittlere Dampfdruck MSP und die Nacherhitzer-Dampftemperatur RHT, werden über die Differenz-Recheneinheit 81 in das Diagnose-AR-Modell 7 eingegeben. Ein aus den eingegebenen Variablen gebildeter Zustandsvektor X., also

FR

SP

GD

MST

MSP

RHT

BAD ORIGINAL

wird dazu verwendet, Vorgabewerte X.. (s+1) des Zustandsvektors für den nächstfolgenden Testzeitpunkt (s+1) festzulegen, und zwar aufgrund der folgenden Gleichung:

X (s+1) =Σ A(IH)-X₁(S-KL-In) ₍₁₅₎

¹ HT=I

Die Vorgabewerte werden in einem Pufferspeicher gespeichert. j '

und die zum unmittelbar vorhergehenden Testzeitpunkt (s-1) ermittelten Vorgabewerte X.(s) werden der Differenz-Recheneinheit zugeführt.

j Die Differenz-Recheneinheit 81 bestimmt eine Folge von Differenzen

J „ der Variablen gemäß der Gleichung

wobei i die Datenwortzahl der Variablen darstellt. Bei dem Beispiel i=1 - 6 bezeichnen die Datenwortzahlen die folgenden Variablen

Variable bzw. deren Differenz

1 FR

2 SP

3 GD

4 MST

5 MSP

6 RHT

EPO COPY

„ i ·- — <-

Die Weißindex-Recheneinheit 83 nimmt die neue Folge von Differenzen e. (s) auf und speichert diese. Die Differenzen werden gespeichert, bis zum N-ten Testzeitpunkt, gezählt von demjenigen Zeitpunkt an, an welchem die besondere Folge von Differenzen ursprünglich gespeichert worden ist. Somit werden stets sechs Zeitfolgen von Differenzen dor sechs Variablen über N Testzeitpunkte gespeichert, mit Ausnahme des Zeitpunkts des Einschalten^ des Kraftwerks. Die Zahl N soll, statistisch betrachtet, ausreichend groß sein und kann beispielsweise 1000 betragen.

Die Weißindex-Recheneinheit 82 errechnet auf der Grundlage der Gleichung (11) alle Weißindizes, welche die Autokorrelationsfunktionen AL₁₁, AL__, AL_.., AL.., AL₁-C ^un(^ AL_fifi repräsentieren und diejenigen Weißindizes, welche Kreuzkorrelationsfunktionen darstellen^, welche die Einwirkung der manipulierten Variablen auf die Zustandsvariablen repräsentieren, nämlich AL₁-, AL , AL..,, AL-,., ALp₁-/ AL__fi/ AL₃₄' ^AL35 ^{und AL} ₃₆-

Die Abnormitäts-Feststelleinheit 83 nimmt die Weißindizes der Autokorrelationsfunktionen AL., auf, also AL₁ , AL , AL^._, AL.._t AL_n.,. und AL_fifi, und vergleicht jede dieser Äutokorrelationen mit dem Alarmpegel ALARML. Übersteigt eine der Autokorrelationsfunktionen den Alarmpegel ALARML, dann legt die Einheit 83 fest, daß die entsprechende Variable abnormal ist. Nimmt man einmal an, daß AL^₃ und AL , den Alarmpegel übersteigen, dann wird festgelegt, daß der Positionsbefehl GD für die Gasdrossel und die Nacherhitzer-Dampftemperatur RHT abnormal sind. Die Abnormitäts-Feststelleinheit 83 bewirkt dann, daß die Anzeigevorrichtung folgende Alarminformation abgibt:

10:08:00 GD ABNORMAL -P.DIAG-10:08:00 RHT ABNORMAL -P.DIAG-

EPO COPY

Die Einheit 83 informiert außerdem die Fehler-Feststelleinheit 84 der Variablen über die Abnormitätsfeststellung, und zwar auf der Grundlage der Datenwortzahlen, also i=3 und i=6.

Die Fehler-Feststelleinheit 84 nimmt von der Einheit 83 die Datenwortzahlen (i=3 und i=6) derjenigen Variablen auf, die als abnormal ermittelt worden sind und vergleicht mit dem Alarmpegel diejenigen Kreuzkorrelationsfunktionen, welche einen Effekt auf die manipulierte Variable ausüben, die als abnormal ermittelt worden ist oder die als abnormal erkannte Zustandsfunktion. Beim obigen Beispiel wird somit AL₃₆ mit dem Alarmpegel verglichen. Wenn AL.,,-den Alarmpegel überschreitet, dann wird daraus der Schluß gezogen, daß die Abnormalität im Gasdrossel-Positionsbefehl GD die Abnormität in der Nacherhitzer-Dampftemperatur RHT verursacht hat und daß somit im Positionsbefehl GD für die Gasdrossel ein Fehler existiert.

Die Fehler-Feststellvorrichtung 84 bewirkt dann, daß die Alarmvorrichtung 87 folgende Alarminformation anzeigt:

10:08:00 RHT ABNORMAL Bitte GD prüfen

-P.DIAG-

Die Einheit 84 bewirkt aber außerdem, und zwar bei Feststellung eines Fehlers, daß das DDC-System 3 von einer weiteren Steuerung ausgeschlossen und das Kraftwerk 1 nur vom APC-System 2 weitergesteuert wird.

Wird eine Abnormität festgestellt, dann werden die im Speicher 8 5 gespeicherten Weißindizes AL.. durch die Ausgabevorrichtung 86 abgegeben, die ein Zeilendrucker sein kann. Ein Beispiel für einen möglichen Ausgang ist in Fig. 13 dargestellt. Im Hauptteil von Fig. 13 dient die Spalte unter "Zeit" zur Anzeige der Zeit HHrMM:SS (Stunde:Minute:Sekunde). Es ist

EPO COPY S₁

ersichtlich, daß das Zeitintervall der Untersuchungen und damit der Berechnungen der Korrelationsfunktionen 4 0 Sekunden bei dem dargestellten Beispiel beträgt. Die Spalten unter FR, SP und GD sind die Bereiche zur Aufzeichnung der Autokorrelationsfunktionen und der Kreuzkorrelationsfunktionen bezüglich FR, SP und GD. Die Spalten unter MST, MSP und RHT sind die Bereiche für die Aufzeichnung der Autokorrelationsfunktionen bezüglich MST, MSP und RHT.

Die Bezeichnung ":" in jeder der Spalten unter FR, SP, GD, MST, MSP und RHT bezeichnet die Position des Wertes 0; "." bezeichnet die Position des Alarmpegels ALARML; "jfc" bezeichnet den Wert einer &utokorrelationsfunktion; "A" bezeichnet den Wert einer Kreuzkorrelationsfunktion, welche den Effekt der entsprechenden manipulierten Variablen auf MST repräsentiert; "B" bezeichnet den Wert einer Kreuz-Korrelationsfunktion, die den Effekt einer entsprechenden manipulierten Variablen auf MSP repräsentiert; "C" bezeichnet den Wert einer Kreuzkorrelationsfunktion, die den Effekt der entsprechenden manipulierten Variablen auf RHT repräsentiert. Wenn die Bezeichnung '!#-", "A", "B" oder "C" sich im Bereich zwischen ":" (Wert 0) und "." (Alarmpegel ALARML) befindet, dann wird festgelegt, daß die entsprechende Korrelationsfunktion keine Abnormität angibt. Wenn die Bezeichnung "# ", "A", "B" oder "C" sich rechts der Bezeichnung "." befindet, dann wird festgelegt, daß die entsprechende Korrelationsfunktion den Alarmpegel ALARML übersteigt und somit eine Abnormität anzeigt. Bei dem dargestellten Beispiel übersteigt die Autokorrelationsfuhktion von GD zum Zeitpunkt 10:06:40 und die Autokorrelationsfunktion von RHT zum Zeitpunkt 10:08:00 und die Kreuzkorrelationsfunktion, welche den Effekt von GD auf RHT zum Zeitpunkt 10:08:00 den Alarmpegel. Demzufolge wird zum Zeitpunkt 10:08:00 erkannt, daß GD unrichtig ist, mit der Folge, daß ein Befehl abgegeben wird, welcher das DDC-System von einer Steuerung ausschließt.

EPO COPY

f->, : t~\ s\ r~ .—j r\

Beim dargestellten Beispiel ist der Alarmpegel ALARML so gewählt, daß er denselben Wert für alle Korrelationsfunktionen hat. Die verschiedenen Korrelationsfunktionen können aber auch verschiedene Werte für den Alarmpegel besitzen. Für die Erzielung eines angemessenen Wertes für den Alarmpegel kann beispielsweise nicht nur ein weißes Rauschen,sondern auch ein Stufensignal oder ein eine schräge Flanke aufweisendes Signal der manipulierten Variablen mit dem größten Effekt auf das Diagnoseobjekt (FR beim beschriebenen Beispiel) hinzugefügt werden, und die Änderungen der auf der Basis der Vorgabewerte des Diagnose-AR-Modells 7 abgeleiteten Veränderungen der Weißindizes werden geprüft, um geeignete Werte für den Alarmpegel ALARML für jede der Variablen festzulegen.

Darüberhinaus ist der Alarmpegel ALARML nicht notwendigerweise ein fester Wert sondern kann sich auch ändern, beispielsweise in Abhängigkeit von dem Zustand des Kraftwerks. Wird beispielsweise eine Störung eingebracht und ist das Einbringen der Störung bekannt oder ermittelbar (beispielsweise eine beträchtliche und abrupte Laständerung) dann kann der Alarmpegel angehoben werden, bis der Effekt der Störung wieder verschwunden ist. Diese Maßnahme vermindert die Wahrscheinlichkeit fehlerhafter Entscheidungen (Falschalarm).

Es ist auch möglich, einen oder mehrere Voralarmpegel unterhalb des eigentlichen Alarmpegels vorzusehen, um einen Voralarm dann zu erzeugen, wenn die Korrelationsfunktion sich dem Alarmpegel nähert.. Beispielsweise können Voralarmpegel in Höhen vorgesehen werden, welche den Werten 10%, 15% und 20% entsprechen, wobei der eigentliche Alarmpegel bei 5% liegt. Die Änderung der Korrelationsfunktion (im Vergleich mit den Voralarmpegeln) kann der Bedienungsperson bekanntgegeben werden_/ oder ein Voralarm kann dann ausgelöst werden, wenn die Wahrscheinlichkeit besteht, daß der Alarmpegel in kurzer Zeit erreicht wird, um so die Aufmerksamkeit der Bedienungsperson auf die bevorstehende Gefahr zu lenken. Damit wird es möglich, Abnormitäten der

EPO COPY

421522

Anlage bereits zu einem früheren Zeitpunkt zu erkennen.

Bei der obigen Beschreibung ist von der Annahme ausgegangen worden, daß das APC-System ein analoges System ist. Das APC-System kann jedoch auch ein digitales System sein, etwa ein System mit einem Mikrocomputer, der unter Verwendung von Rückkopplungssignalen eine PID-Steuerung durchführt.

Gemäß der Erfindung kann also ein Wärmekraftwerk mit APC-System und DDC-System in Verbindung mit dem APC-System zur Durchführung einer Optimum-Steuerung fortlaufend diagnostiziert werden,und zwar im Qn-line-Verfahren, d.h. zur tatsächlichen Zeit. Die Bestimmung des Alarmpegels erfolgt auf statistische Weise, sodaß eine objektive und aufschlußreiche Diagnose möglich ist, ohne daß dazu Bedienungspersonen mit beträchtlicher Erfahrung erforderlich sind.

Darüberhinaus können nicht nur Abnormitäten in den Zustandsvariablen FB ermittelt werden^sondern auch Fehler, d.h. Abnormitäten in den manipulierten Variablen MV, die die Abnormität in den Zustandsvariablen.FB bewirken. Wird ein Fehler festgestellt, dann wird eine den Fehler anzeigende Alarminformation abgegeben, d.h. es wird der Grund der Abnormität in der Zustandsvariablen angezeigt. Damit aber kann die Bedienungsperson eine geeignete Maßnahme gegen den Fehler treffen, und zwar sofort. Zusätzlich..kann bei Feststellung eines Fehlers das DDC-System von einer weiteren Steuerung ausgeschlossen werden, sodaß dann das Kraftwerk unter der Kontrolle allein des APC-Systems arbeitet.

EPO COPY

SG

- Leerseite -

EPO COPY

Claims

Patentansprüche

Verfahren zur Diagnose einer ein Wärmekraftwerk enthaltenden Wärmekraftanlage, mit einem das Wärmekraftwerk selbsttätig steuerenden Steuerungssystem, das in Rückkopplung Zustandsvariable des Wärmekraftwerks darstellende Signale empfängt und eine PID-Steuerung duirchführt, mit einem aus einem mathematischen Modell gebildeten Steuermodell, welches eine Kombination aus Wärmekraftwerk und das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuersystem darstellt, und mit einem direkten, digitalen Steuersystem, welches das Steuermodell benutzt und das Wärmekraftwerk in Form einer Optimum-Steuerung steuert, wobei das selbsttätige Wärmekraftwerk-Steuersystem und das direkte digitale Steuersystem zueinander komplementäre Steuerungen durchführen, dadurch gekennzeichnet, daß aus einem mathematischen Modell, welches die Kombinationen aus Kraftwerk, selbsttätigem Kraft-Steuersystem, Steuermodell und direktem digitalen Steuersystem darstellt, ein Wärmekraftwerk-Diagnosemodell erstellt wird, daß aus dem Wärmekraftwerk-Diagnosemodell Vorgabewerte für die Wärmekraftwerk-Variablen abgeleitet werden, daß die Differenz zwischen dem Vorgabewert jeder Kraftwerksvariablen und-Idem Ist-Wert derselben Kraftwerksvariablen festgestellt wird, daß die festgestellten Differenzen nacheinander gespeichert und so eine Zeitfolge dieser nacheinander festgestellten Differenzen erstellt wird, daß Weiß-Indizes ermittelt und zum Prüfen des Weißpegels der Zeitfolgen der Differenzen verwendet werden, und zwar gemäß den Zeitfolgen der Differenzen, daß festgestellt wird, ob eine der Kraftwerksvariablen abnormal ist, und zwar gemäß d.jii Weiß-Indizes, daß festgestellt wird, ob eine der manipulierten Variablen unrichtig ist, und zwar gemäß den .ieiß-Indizes und gemäß dem Ergebnis der Abnormitätsfeststellung, und daß dann ein Alarmsignal abgegeben wird, wenn eine Abnormität oder eine Unrichtigkeit festgestellt worden ist.

EPO COPY

421522
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß beim Bestimmen der Weißrauschen-Indizes ein Weißrauschen-Index in Form einer Auto-Korrelationsfunktion jeder Zeitfolge der Differenzen bestimmt wird, und daß die Feststellung des Vorliegens einer Abnormität dadurch erfolgt, daß auf der Grundlage der Auto-Korrelationsfunktion jeder Zeitfolge der Differenzen derselben Kraftwerksvariablen für jede Kraftwerksvariable festgestellt wird, ob sie eine Abnormität aufweist. ^:
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß ein Weißrauschen-Index in Form einer Kreuzkorrelationsfunktion festgelegt wird, die den Effekt der Zeitfolgen der Differenzen einer manipulierten Variablen, die als abnormal ermittelt worden ist, oder einer Zeitfolge von Differenzen einer als abnormal ermittelten Zustandsvariablen bestimmt, und daß die Fehlerentscheidung die Feststellung beinhaltet, ob die als abnormal ermittelte manipulierte Variable unrichtig ist oder nicht, und zwar auf der Grundlage der Autokorrelationsfunktion.
4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Abnormität- und die Fehlerfeststellungen in Abhängigkeit davon durchgeführt werden, ob der Weißrauschen-Index einen Alarmpegel übersteigt, wobei der Alarmpegel auf statistischem Wege ermittelt wird, und zwar gemäß einem ausgewählten Hauptpegel, welcher die Wahrscheinlichkeit eines Fehlalarms repräsentiert.
5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Kraftwerksvariablen in regelmäßigen Abtastintervallen abgetastet werden und daß die Bestimmung der Vorgabewerte, die Bestimmung der Differenzen, die Bestimmung der Weißrauschen-Indizes, die Feststellung der Abnormität und die Feststellung eines Fehlers zu jedem Abtastzeitpunkt durchgeführt werden.

EPO COPY

_ g _ - i „ I O _ Z
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bestimmung der Vorgabewerte aus den tatsächlichen Werten des Kraftwerks, erhalten zu bestimmten Abtastzeitpunkten, Vorgabewerte für den nächstfolgenden Abtastzeitpunkt ermittelt werden.
7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß Folgen aus nacheinander ermittelten Weißrauschen-Indizes gespeichert werden, und zwar beginnend mit solchen, die erst kurz vorher

durch ermittelt worden sind bis zu solchen, die eine bestimmte Anzahl von Ermittlungsoperationen vorher ermittelt worden sind, wobei die Folgen immer dann weitergeführt werden, wenn eine Reihe von Weißrauschen-Indizes erneut bestimmt wird, und daß die Folgen aus Weißrauschen-Indizes zur Darstellung ihres Trends aufgezeigt werden.
8. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß bei Feststellung eines Fehlers das direkte digitale Steuerungssystem von einer weiteren Steuerung des Wärmekraftwerks ausgeschlossen und damit das Wärmekraftwerk unter der Steuerung allein des selbsttätigen Wärmekraftwerk-Steuerungssystems weiterbetrieben wird, und daß eine Anzeige abgegeben wird, um dem Bedienenden anzuzeigen, daß die direkte digitale Steuerung ausgeschaltet worden ist.
9. Einrichtung zur Diagnose einer ein Wärmekraftwerk enthaltenden Wärmekraftanlage, mit einem das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuerungssystem, das in Rückkopplung Zustandsvariable des Wärmekraftwerks darstellende Signale empfängt und eine PID-Steuerung durchführt, mit einem aus einem rathematischen Modell gebildeten Steuermodell, welches eine Kombination aus Wärmekraftwerk und das Wärmekraftwerk selbsttätig steuernden Steuersystem darstellt, und mit einem direkten, digitalen Steuersystem, welches das Steuermodell benutzt und

das Wärmekraftwerk in Form,einer Optimum-Steuerung steuert, wobei das selbsttätige Wärmekraftwerk-Steuersystem und das

EPO COPY"

direkte digitale Steuersystem zueinander komplementäre Steuerungen durchführen, gekennzeichnet durch eine Vorrichtung die aus einem mathematischen Modell, welches die Kombination aus Kraftwerk, selbsttätigem Kraft-Steuersystem, Steuermodell und direktem digitalen Steuersystem darstellt, ein Wärmekraftwerk-Diagnosemodell erstellt , eine Vorrichtung, die aus dem Wärmekraftwerk-Diagnosemodell Vorgabewerte für die Wärmekraftwerk-Variablen ableitet, eine Vorrichtung, die die Differenz zwischen dem Vorgabewert jeder Kraftwerksvariablen und dem Ist-Wert derselben Kraftwerksvariablen feststellt, eine Vorrichtung,die die festgestellten Differenzen nacheinander speichert und so eine Zeitfolge dieser nacheinander festgestellten Differenzen erstellt, eine Vorrichtung, die Weiß-Indize ermittelt und zum Prüfen des Weißpegels der Zeitfolgen der Differenzen verwendet, und zwar gemäß den Zeitfolgen der Differenzen, eine Vorrichtung, die feststellt, ob eine der Kraftwerkvariablen abnormal ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes, eine Vorrichtung, die feststellt, ob eine der manipulierten Variablen unrichtig ist, und zwar gemäß den Weiß-Indizes und gemäß dem Ergebnis der Abnormitätsfeststellung, und eine Vorrichtung, die dann ein Alarmsignal gibt, wenn eine Abnormität oder eine Unrichtigkeit festgestellt worden ist.
10. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß beim Bestimmen der Weißrauschen-Indize ein Weißrauschen-Index in Form einer Auto-Korrelationsfunktion jeder Zeitfolge der Differenzen bestimmt wird, und daß die Feststellung des Vorliegens einer Abnormität dadurch erfolgt, daß auf der Grundlage der Auto-Korrelationsfunktion jeder Zeitfolge der Differenzen derselben Kraftwerksvariablen für jede Kraftwerksvariable festgestellt wird, ob sie eine Abnormität aufweist.
11. Einrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß ein Weißrauschen-Index in Form einer Kreuzkorrelationsfunktion festgelegt wird, die den Effekt der Zeitfolgen der Differenzen einer manipulierten Variablen, die als abnormal ermittelt worden ist, oder einer Zeitfolge von Differenzen einer als abnormal ermittelten Zustandsvariablen bestimmt, und daß die

EPO COPY

Fehlerentscheidung die Feststellung beinhaltet, ob die als abnormal ermittelte manipulierte Variable unrichtig ist oder nicht, und zwar auf der Grundlage der Autokorrelationsfunktion.
12. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Abnormität- und die Fehlerfeststellungen in Abhängigkeit davon durchgeführt werden, ob der Weißrausch-Index einen Alarmpegel übersteigt, wobei der Alarmpegel auf statistischem Wege ermittelt wird, und zwar gemäß einem ausgewählten Hauptpegel, welcher die Wahrscheinlichkeit eines Fehlalarms repräsentiert.
13. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Kraftwerksvariablen in regelmäßigen Abtastintervallen abgetastet werden und daß die Bestimmung der Vorgabewerte, die Bestimmung der Differenzen, die Bestimmung der Weißrauschen-Indizes, die Feststellung der Abnormität und die Feststellung eines Fehlers zu jedem Abtastzeitpunkt durchgeführt werden.
14. Einrichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bestimmung der Vorgabewerte aus den tatsächlichen Werten des Kraftwerks, erhalten zu bestimmten Abtastzeitpunkten, Vorgabewerte für den nächstfolgenden Abtastzeitpunkt ermittelt werden.
15. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß Folgen aus nacheinander ermittelten Weißrauschen-Indizes gespeichert werden, und zwar beginnend mit solchen, die erst kurz vorher

dur,ch ermittelt worden sind bis zu solchen, die eine bestimmte An-

"■,· zahl von Ermittlungsoperationen vorher ermittelt worden sind, wobei die Folgen immer dann weitergeführt werden, wenn eine Reihe von Weißrauschen-Indizes erneut bestimmt wird, und daß die^Folgen aus Weißrauschen-Indizes zur Darstellung ihres Trends aufgezeigt werden.
16. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß bei Feststellung eines Fehlers das direkte digitale Steuerungssystem von einer weiteren Steuerung des Wärmekraftwerks ausge-

6ΡΘ GOPV

schlossen und damit das Wärmekraftwerk unter der Steuerung allein des selbsttätigen Wärmekraftwerk-Steuerungssystems weiter betrieben wird, und daß eine Anzeige angegeben wird, um dem Bedienenden anzuzeigen, daß die direkte Steuerung ausgeschaltet worden ist.

EPO COPY