DE69520934T2

DE69520934T2 - Methode und system zur optimierung der nützlichkeit einer anlage

Info

Publication number: DE69520934T2
Application number: DE69520934T
Authority: DE
Inventors: Tohru Kamibayashi; Yoichi Kita
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 1994-09-26
Filing date: 1995-09-26
Publication date: 2001-10-04
Anticipated expiration: 2015-09-27
Also published as: EP0731397B1; WO1996010219A1; DE69520934D1; EP0731397A1; EP0731397A4; US5886895A

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Anlagenkomponenten- Optimierungssystem zum Optimieren einer Boiler-Turbinen- Generator-Anlage.
In einer Fabrik, die eine Boiler-Turbinen-Generator- Energieanlage (die hierin nachfolgend BTG-Anlage genannt wird) verwendet, ist es erwünscht, die Anlage bei einem optimalen Zustand zu betreiben, in welchem Betriebskosten minimal sind.
Fig. 18 zeigt ein konzeptmäßiges Diagramm der BTG-Anlage und Fig. 19 zeigt einen allgemeinen Aufbau der BTG-Anlage auf dem Gebiet der Industrie.
Wie es in Fig. 18 gezeigt ist, werden mehrere (Xm) Dampfturbinen T (die hierin nachfolgend einfach Turbinen genannt werden) durch den durch den Boiler B unter Verwendung von Brennstoff, wie beispielsweise von Öl, Gas, Kohle, wiedergewonnener Schwarzlauge, etc., erzeugten Dampf betrieben. Die Turbinen T treiben jeweils Generatoren G zum Erzeugen elektrischer Leistung. Die von den Generatoren G erzeugte Leistung wird einer Verarbeitungslast zugeführt. Der Dampf mit reduziertem Druck durch die Turbinen T wird einer Verarbeitungslast zugeführt. Wenn die Leistung von Generatoren G nicht ausreicht, um die Leistungsanforderung der Verarbeitungslast zu erfüllen, wird auch kommerzielle elektrische Leistung zur Last zugeführt.
Die allgemeine BTG-Anlage weist, wie es in Fig. 19 gezeigt ist, Boiler B01 bis B04, Turbinen T01 bis T04 und Verarbeitungslasten (Dampf) H und L auf. Die Boiler B01 und B02 verwenden den einfachen am Ausgang steuerbaren Brennstoff, wie beispielsweise Öl, Gas, etc., wohingegen die Boiler B03 und B04 den kommerziellen Brennstoff, wie beispielsweise Kohle, wiedergewonnene Schwarzlauge, etc. verwenden.
Der durch die Boiler B01 und B02 erzeugte Hochdruckdampf wird dem Hochdruckdampf-Anfangsteil SL zugeführt, und der durch die Boiler B03 und B04 erzeugte Hochdruckdampf wird zum Hochdruckdampf-Anfangsteil SH zugeführt. Die Turbinen T01 und T02 werden durch den vom Dampf-Anfangsteil SH zugeführten Hochdruckdampf getrieben und treiben die Generatoren G01 und G02 an. Die Turbinen T03 und T04 werden durch den vom Dampf- Anfangsteil SL zugeführten Hochdruckdampf angetrieben und treiben die Generatoren G03 und G04 an. Der aus den Turbinen T01 und T02 extrahierte Dampf wird zu einem Niederdruckdampf- Anfangsteil DH zugeführt und wird weiterhin zur Verarbeitungslast H zugeführt. Der aus den Turbinen T03 und T04 extrahierte Dampf wird zu einem Niederdruckdampf-Anfangsteil DL zugeführt und wird weiterhin zur Verarbeitungslast L zugeführt. Hier ist der Druck des Hochdruckdampf-Anfangsteils SH höher als derjenige des Hochdruckdampf-Anfangsteils SL, während der Druck des Hochdruckdampf-Zufuhranfangsteils DH höher als derjenige des Hochdruckdampf-Zufuhranfangsteils DL ist.
Ein druckreduzierendes Ventil RPV1 ist mit den Dampf- Anfangsteilen SH und SL verbunden. Ein druckreduzierendes Ventil RPV2 ist mit den Dampf-Anfangsteilen DH und DL verbunden.
Bei der BTG-Anlage ist die ankommender Brennstoff/Dampfausgabe- Kennlinie des Boilers B nahezu proportional, wie es in Fig. 20 gezeigt ist.
Zwischenzeitlich hat die ankommender Dampf/Leistungsausgabe- Kennlinie der Turbine T eine nichtlineare Kennlinie, die Ventilstellen-Kennlinie mit mehreren Zähnen genannt wird, wie es in Fig. 21 gezeigt ist. Die Anschlußstelle zwischen den Zähnen wird Ventilstelle genannt. Während die Turbinenleistungskurve, die durch den Turbinenhersteller vorgelegt wird, als Hüllkurve an Spitzenstellen (Ventilstellen) - eine gestrichelte Linie - gezeichnet ist, hat die Hüllkurvenlinie Unterschiede gegenüber der tatsächlichen Kurve - einer durchgezogenen Linie - in Fig. 21.
Ein Optimierungsbetrieb der BTG-Anlage bedeutet ein Betreiben beim optimalen Betriebszustand, in welchem ein Dampfanteil von den Boilern B zu den Turbinen T und eine von der kommerziellen Leistungsversorgung zugeführte elektrische Leistung zur Verarbeitungslast so variiert werden, daß die Gesamtkosten einschließlich der Brennstoffkosten und der Kosten zum Kaufen der elektrischen Leistung minimal sind. Der Effekt eines Optimierungsbetriebs wird in den Fig. 22 und 23 erklärt werden.
Es ist angenommen, daß in Fig. 22 zwei Turbinen mit derselben Kennlinie durch eine gegebene Gesamtmenge an Dampf (100 T/H) angetrieben werden.
Während der Dampf auf die zwei Turbinen gleich aufgeteilt wird, d. h. jeweils 50 T/H, wird die Gesamtleistungsausgabe
200 · 50 + 200 · 50 = 20,000 kW
wie es in Fig. 23 gezeigt ist.
Während der Dampf zu den zwei Turbinen so aufgeteilt wird, daß die eine 40 T/H und die andere 60 T/H erhält, wird die Gesamtleistungsausgabe
210 · 40 + 218 · 60 = 21,480 kW
wie es in Fig. 23 gezeigt ist.
Somit können durch Variieren des Aufteilungsverhältnisses des Dampfes zu den Turbinen 1480 kW (7,4%) mehr an Leistungsausgabe erzeugt werden.
Das Optimierungssystem findet unter Verwendung einer mathematischen Formel, die die BTG-Anlage modelliert, eine kostenminimale Dampf- und Leistungsaufteilung, welche die Verarbeitungslastanforderungen erfüllt.
Fig. 24 ist ein Funktionsblockdiagramm, das ein typisches BTG- Anlagen-Optimierungssystem zeigt. Das System weist ein Anlagenmodell auf, das einen Abschnitt 32 und einen Gesamtenergie-Kostenminimierungs-Berechnungsabschnitt 31 definiert.
Im Abschnitt 32 sind die Kennlinien und die Betriebsgrenzen von Turbinen, Boilern, druckreduzierenden Ventilen, etc. als die Grundelemente des BTG-Anlagenmodells definiert, sowie eine Massengleichgewichtsformel von Leistung oder Dampf bei jedem Druck (Hochdruck und Niederdruck), die als Voraussetzungsbedingungen zum Gesamtenergie- Kostenminimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 31 zugeführt werden.
Als nächstes werden Verarbeitungsanforderungen zum Abschnitt 31 gegeben. Dann findet der Berechnungsabschnitt 31 ein optimales Leistungs- und Dampfaufteilungsverhältnis der Boiler/Turbinen, das die Leistung/Dampf-Anforderungen erfüllt, indem ein lineares Programmierungsschema (LP-Schema) oder ein nichtlineares Programmierungsschema (NLP-Schema) verwendet wird.
Die herkömmlichen Schemen, wie beispielsweise LP und NLP, haben folgende Schwachstellen.
LP kann nur auf ein lineares Modell angewendet werden. Es ist daher nötig, ein nichtlineares tatsächliches Anlagenmodell mit einem linearen Modell anzunähern. Folglich wird die Genauigkeit einer Lösung durch eine solche Annäherung erniedrigt, so daß der Kostenspareffekt gering ist.
NLP kann das mehrdimensionale Problem lösen und daher das nichtlinare Anlagenmodell behandeln. Jedoch kann dann, wenn das Modell nicht konvex ist, nur eine lokale optimale Lösung erhalten werden.
Da eine Ventilstellenkennlinie der Turbine nichtlinear ist und Mehrfachspitzen hat, findet das nichtlinare Programmierungsschema lediglich eine lokale optimale Stelle in der Nähe eines Anfangswerts einer Berechnung, kann aber nicht die wahre optimale Stelle (die globale optimale Stelle) finden, wie es in Fig. 25 gezeigt ist.
Zum Erhalten der wahren optimalen Stelle durch Verwenden von NLP muß das Anfangswert- und Suchverfahren modifiziert werden, um gut an das Modell angepaßt zu sein. Jedoch wird die Suchlogik komplizierter, wenn auf eine optimale Lösung abgezielt wird, und es benötigt eine Menge an Zeit und Arbeit, Berechnungsparameter einzustellen.
Beim Suchen der wirklichen bzw. wahren optimalen Stelle durch NLP ist es nötig, den Anfangswert und den Suchbereich geeignet zu bestimmen.
Der Anfangswert ist einer von Berechnungsparametern, der eine Anfangsstelle einer Berechnung bestimmt. Das folgende Verfahren wird oft zum Bestimmen der Anfangsstelle verwendet.
i) Verwenden der aktuellen Betriebsstelle
ii) Verwenden einer durch LP erhaltenen Lösung
Beim Suchverfahren, bei welchem das Lagrange- Multiplikationsverfahren zusammen mit dem konjungierten Gradientenverfahren oft als NLP-Algorithmus verwendet wird, muß der Suchbereich so eingestellt werden, daß nur eine einzige Spitze oder nur ein einziger Zahn im Bereich enthalten ist.
Fig. 26 zeigt eine Relation zwischen der linearen Lösung, der nichtlinearen Lösung und der wahren optimalen Lösung.
In Fig. 26 ist die durch LP erhaltene Lösung bei "D" angeordnet. Die durch das lineare Annäherungsverfahren erhaltene Lösung ist bei "D'" angeordnet, aber die Lösung für das wahre Modell ist bei "D" angeordnet.
Wenn der Anfangswert bei NLP "K" ist, wird eine lokale minimale Stelle "A" in der Nähe der Anfangsstelle "K" erhalten. Dadurch, daß sie größer als eine wahre minimale Stelle "T" ist, ist "A" eine lokale minimale Stelle.
"B" ist eine absichtlich um "L2" von der lokalen minimalen Stelle "A" aus bewegte Stelle, um eine bessere Lösung zu finden. Wenn die Stelle "B" bei einer niedrigeren Position als die Stelle "A" angeordnet ist, wird die minimale Stelle zur Stelle "B" verschoben. Eine lokale minimale Stelle "T" wird in der Nähe der Stelle "B" erhalten.
Jedoch gibt es dann, wenn eine um "L1" beabstandete Stelle "C" bei einer höheren Position als die Stelle "A" angeordnet ist, keine Verschiebung der optimalen Stelle.
Ein geeignetes Suchverfahren für ein Modell ist nicht immer für andere Modelle geeignet. Dabei garantiert eine NLP-Lösung nicht, daß eine wahre optimale Stelle "T" erreicht wird.
Da NLP auf einer derartigen Annahme basiert, daß das Modell eine konvexe Kennlinie hat, kann es das Optimierungsproblem nicht lösen, bis es bekannt ist, ob es eine Spitze/einen Zahn (einzeln) gibt und ob die Position der Spitze/des Zahns lokalisiert ist.
NLP kann nur die lokale optimale Stelle für ein Mehrfachspitzenproblem finden, das mehrere Spitzen/Zähne enthält, wie beispielsweise nicht konvexe Kennlinien in dem Fall des Turbinensteuerventils.
Beim herkömmlichen Optimierungssystem wird daher der Betrieb bei der lokalen optimalen Stelle durchgeführt, und es gibt Raum für eine Effizienzverbesserung bis zur wahren optimalen Stelle.
Das NLP-Verfahren ist in bezug auf ein Einstellen seiner Berechnungsparameter, wie beispielsweise einem Anfangswert, einem Suchbereich, für den Anwender-Betreiber ohne spezielles Wissen über die Optimierungsberechnung schwierig. Daher ist es für den Anwender-Betreiber unmöglich, die Systemmodifikation des Anlagenmodells entsprechend der BTG-Anlagenänderung durchzuführen.
Wie es oben angegeben ist, erhalten herkömmliche Optimierungssysteme für einen BTG-Anlagenbetrieb nur eine lineare Lösung mit schlechter Genauigkeit oder eine nichtlineare Lösung (eine lokale optimale Lösung). Weiterhin ist es bei NLP schwierig, die Berechnungsparameter, wie beispielsweise den Anfangswert und den Suchbereich, einzustellen.
FR-A-2 568 939 offenbart ein Dampfoptimierungs und -erzeugungssystem und -verfahren. Bei einem Mehrfachturbogenerator-Erzeugungssystem wird ein Massendurchflußausgleich zum Optimieren der Verteilung des Dampfs zwischen der Maschine verwendet, während die Anforderung in bezug auf Dampf und die elektrische Leistung der Industrieanlage erfüllt wird, um das billigste zwischen einer erzeugten Leistung und einer von einer Anschlußleitung verkauften Leistung auszuwählen.
EP-A-0 400 789 offenbart ein zuordnungsabhängiges Verfahren zum Zuteilen von Herstellungsbetriebsmitteln. Es ist gezeigt, daß Betriebsmittelzuteilungsverfahren versuchen, eine optimale Zuteilung von Betriebsmitteln zu liefern. Das Kriterium für "optimal" ist situationsabhängig. Es kann optimal sein, die gesamten Herstellungs-Geldkosten zu minimieren.

KURZE ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG

Demgemäß ist es eine erste Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Anlagenkomponenten-Optimierungssystem zu schaffen, das Anforderungen auf der Verarbeitungsseite für die Anlage erfüllen und eine optimale Betriebsstelle unter Berücksichtigung der nicht konvexen Anlagenkennlinien genau finden kann.
Es ist eine zweite Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Anlagenkomponenten-Optimierungssystem zu schaffen, das die Notwendigkeit vermeiden kann, Berechnungsparameter einzustellen, und zusätzlich dem Anwender-Betreiber ohne spezielle Kenntnis über eine Optimierung ermöglicht, die Systemmodifikation des Anlagenmodells entsprechend der BTG- Anlagenänderung durchzuführen.
Gemäß der vorliegenden Erfindung ist ein Komponenten- Optimierungsverfahren zum Berechnen optimaler Betriebsparameter einer Anlage geschaffen, die eine Vielzahl erster Anlagenelemente mit einer linearen Eingangs/Ausgangs-Kennlinie mit ersten physikalischen Mengen als Eingabe und zweiten physikalischen Mengen als Ausgabe enthält, und eine Vielzahl zweiter Anlagenelemente mit einer nicht konvexen Eingabe/Ausgabe-Kennlinie mit den zweiten physikalischen Mengen, die von den ersten Anlagenelementen ausgegeben werden, als Eingabe und dritten physikalischen Mengen als Ausgabe, wobei das Verfahren folgendes aufweist: einen ersten Schritt zum Berechnen einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente durch Verwendung einer dynamischen Programmierung zum Maximieren der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen, die von den zweiten Anlagenelementen ausgegeben werden, die mit der Gesamtheit der zweiten physikalischen Mengen in einem vorbestimmten Bereich assoziiert ist, der einen ersten Bedarf an den zweiten physikalischen Mengen erfüllt; einen zweiten Schritt zum Berechnen einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente durch Verwendung einer dynamischen Programmierung basierend auf einer Gruppe der Gesamtheit der zweiten physikalischen Mengen, der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen und einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente, die durch den ersten Schritt erhalten ist, bei jeder der zweiten physikalischen Mengen, zum Maximieren der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen, die von allen zweiten Anlagenelementen ausgegeben werden, und der Gesamtheit der zweiten physikalischen Mengen an alle zweiten Anlagenelemente entsprechen; einen dritten Schritt zum Berechnen, durch Verwendung entweder einer linearen Programmierung oder einer nichtlinearen Programmierung, der zweiten physikalischen Mengen, die zu den jeweiligen zweiten Anlagenelementen eingegeben werden, und erste Kosten, die zum Zuführen der ersten physikalischen Mengen in bezug auf jede Gruppe der Gesamtheit der zweiten physikalischen Mengen erforderlich sind, der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen und einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente, die durch den zweiten Schritt erhalten ist; und einen vierten Schritt, basierend auf jeder Gruppe der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen und der ersten Kosten, die beim dritten Schritt erhalten werden, Berechnen zweiter Kosten, die zum Empfangen einer Leistung erforderlich sind, die einer Verknappung in bezug auf einen Bedarf an zweiter Leistung für die Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen von einer externen Quelle entspricht, um Gesamtkosten für jede Gruppe zu berechnen, und zum Erhalten eines jeweiligen Werts als optimale Lösung, der zu einer Gruppe gehört, in welcher die Gesamtkosten minimiert sind.
Gemäß der vorliegenden Erfindung ist ein weiteres Komponenten- Optimierungsverfahren zum Berechnen optimaler Betriebsparameter einer Leistungserzeugungsanlage geschaffen, die eine Vielzahl von Boilern, eine Vielzahl von Turbinen, die durch Dampf betrieben werden, der von den Boilern erzeugt wird, und durch die jeweiligen Turbinen zum Erzeugen elektrischer Leistung angetriebene Generatoren enthält, wobei die elektrische Leistung zu Lasten elektrischer Leistung zugeführt wird, während der von den jeweiligen Turbinen erzeugte Dampf über eine Vielzahl von Turbinen-Entladesystemen zu Dampflasten zugeführt wird, wobei das Verfahren folgendes aufweist: einen ersten Schritt zum Berechnen einer Dampfverteilung zu der jeweiligen Turbine durch Verwendung einer dynamischen Programmierung zum Maximieren der Gesamtheit der Erzeugungsleistungen der Turbinen, die mit demselben Turbinen- Entladesystem verbunden sind, entsprechend den Dampfmengen in einen vorbestimmten Bereich, der einen Dampfbedarf zum jeweiligen Turbinen-Entladesystem erfüllt; einen zweiten Schritt zum Berechnen einer Dampfverteilung zu den jeweiligen Turbinen durch Verwendung der dynamischen Programmierung basierend auf einer Gruppe der Dampfmenge, der Erzeugungs- Ausgangsleistung und der durch den ersten Schritt erhaltenen Dampfverteilung bei jedem Turbinen-Entladesysstem zum Maximieren der gesamten Erzeugungsleistungs-Ausgabe von den Turbinen entsprechend einer gesamten eingegebenen Dampfmenge zu allen Turbinen; und einen dritten Schritt zum Berechnen, durch Verwendung entweder einer linearen Programmierung oder einer nichtlinearen Programmierung, einer Versorgungsbrennstoffverteilung zu den jeweiligen Boilern und von Gesamtbrennstoffkosten in bezug auf jede Gruppe der gesamten eingegebenen Dampfmenge, der gesamten Erzeugungsausgangsleistung und der Dampfverteilung zu den jeweiligen Turbinen.
Gemäß der vorliegenden Erfindung ist ein Anlagenkomponenten- Optimierungssystem geschaffen, das dazu geeignet ist, mit einer Leistungserzeugungsanlage verbunden zu werden, die Boiler zum Erzeugen von Dampf, durch den von den Boilern erzeugten Dampf angetriebene Turbinen, einen Dampf-Anfangsteil zum Sammeln des von den Boilern erzeugten Dampfs, zum Verteilen von Dampf mit einem vorgegebenen Verhältnis und zum Zuführen des verteilten Dampfs zu den Turbinen und elektrische Leistungsgeneratoren, die durch die Turbinen angetrieben werden, aufweist, wobei das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem folgendes aufweist: eine Turbinenausgangsmaximumpunkt-Berechnungseinrichtung zum Berechnen eines Verteilungsverhältnisses des Dampf-Anfangsteils zum Maximieren einer Gesamtausgangsmenge der Turbinen bezüglich einer gegebenen Gesamtmenge des Dampfes, wobei die Berechnungseinrichtung ein dynamisches Programmierungsverfahren verwendet; eine Brennstoff- bzw. Kraftstoffkosten- Minimierungspunkt-Berechnungseinrichtung zum Berechnen von jeweiligen Dampfbeträgen, die von jedem der Boiler bei minimalen Brennstoffkosten auf Grundlage der gegebenen Gesamtdampfmenge und dem Verteilungsverhältnis des Dampf- Anfangsteils, berechnet durch die Turbinenausgangsmaximumpunkt- Berechnungseinrichtung, erzeugt werden sollen, wobei die Berechnungseinrichtung ein lineares Programmierungsverfahren verwendet; und eine Gesamtenergiekosten-Minimierungspunkt- Berechnungseinrichtung zum Berechnen eines Gesamtenergiekostenminimum-Betriebspunkts auf Grundlage einer Nachfrage nach elektrischer Energie, der gegebenen Gesamtdampfmenge, des Verteilungsverhältnisses des Dampf- Anfangsteils, berechnet durch die Turbinenausgangsmaximum- Berechnungseinrichtung, und der Dampfmengen, die von den Boilern erzeugt werden sollen, berechnet durch die Kraftstoffkostenminimierungspunkt-Berechnungseinrichtung.
Gemäß dem Anlagenkomponenten-Optimierungsverfahren und der vorrichtung der vorliegenden Erfindung können Verarbeitungsseiten Anforderungen für die Anlage erfüllt werden und kann eine optimale Betriebsstelle bzw. ein optimaler Betriebspunkt unter Berücksichtigung der nicht konvexen Anlagenkennlinien genau gefunden werden.
Weiterhin können das Anlagenkomponenten-Optimierungsverfahren und die -vorrichtung der vorliegenden Erfindung eine Lösung mit höherer Genauigkeit als bei einem herkömmlichen erhalten und können die Notwendigkeit vermeiden, die Berechnungsparameter einzustellen, und ermöglichen zusätzlich dem Anwender-Betreiber ohne Expertenwissen über eine Optimierungsberechnung, das System der Anlage zu ändern und eine Systemwartung, wie beispielsweise eine Modifikation des Anlagenmodells, entsprechend der Systemänderung durchzuführen.
Zusätzliche Aufgaben und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden in der Beschreibung, die folgt, vorgestellt werden, und werden teilweise aus der Beschreibung offensichtlich werden, oder können durch Ausführen der vorliegenden Erfindung gelernt werden.
Die Aufgaben und Vorteile der vorliegenden Erfindung können mittels der Instrumentarien und Kombinationen realisiert und erhalten werden, die in den beigefügten Ansprüchen aufgezeigt sind.

KURZE BESCHREIBUNG DER MEHREREN ANSICHTEN DER ZEICHNUNG

Die beigefügten Zeichnungen, die in der Spezifikation enthalten sind und ein Teil von ihr bilden, stellen gegenwärtig bevorzugte Ausführungsbeispiele der vorliegenden dar und dienen zusammen mit der oben angegebenen allgemeinen Beschreibung der detaillierten Beschreibung der bevorzugten Ausführungsbeispiele, die unten angegeben ist, zum Erklären der Prinzipien der vorliegenden Erfindung, wobei:
Fig. 1 ein Blockdiagramm ist, das ein Anlagenkomponenten- Optimierungssystem einer Leistungserzeugungsanlage (BTG-Anlage) gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung zeigt;
Fig. 2 eine Anlage diagrammäßig zeigt, die ein Anlagenkomponenten-Optimierungssystem gemäß einem zweiten Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung enthält;
Fig. 3 ein Beispiel des Verfahrensablaufs in bezug auf das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem des zweiten Ausführungsbeispiels zeigt;
Fig. 4 ein Detail eines Energieanlagensystem des zweiten Ausführungsbeispiels zeigt;
Fig. 5 einen schematischen Aufbau eines größeren Teils des Anlagenkomponenten-Optimierungssystems des zweiten Ausführungsbeispiels zeigt;
Fig. 6 und 7 ein Ablaufdiagramm zeigen, das ein Beispiel des Betriebs eines Fluidbedarfssystem- Optimierungsabschnitts im Anlagenkomponenten- Optimierungssystem des zweiten Ausführungsbeispiels zeigt;
Fig. 8 eine Tabelle einer optimalen Dampfverteilung und einer Ausgangsleistung zu jeder Dampfmenge eines Anfangsteils L3, der im Energieanlagensystem des zweiten Ausführungsbeispiels enthalten ist;
Fig. 9 zeigt eine Tabelle einer optimalen Dampfaufteilung und Ausgangsleistung zu jeder Dampfmenge eines Anfangsteils L4, der im Energieanlagensystem des zweiten Ausführungsbeispiels enthalten ist;
Fig. 10 zeigt eine Tabelle, die durch Addieren eines Werts "u" zu jeder Spalte der in Fig. 8 gezeigten Tabelle gebildet ist;
Fig. 11 zeigt eine Tabelle, die durch Addieren eines Werts "v" zu jeder Spalte der in Fig. 9 gezeigten Tabelle gebildet ist;
Fig. 12 zeigt eine Tabelle, die durch Extrahieren von Spalten der in Fig. 10 gezeigten Tabelle gebildet ist, wobei die Dampfmenge des Anfangsteils L3 die Dampfanforderung SD1 für das L3-System erfüllt;
Fig. 13 eine Tabelle zeigt, die durch Extrahieren von Spalten der in Fig. 11 gezeigten Tabelle gebildet ist, wobei die Dampfmenge des Anfangsteils L4 die Dampfanforderung SD2 für das L4-System erfüllt;
Fig. 14 ein Ablaufdiagramm ist, das ein Beispiel des Betriebs eines Fluideingabesystem-Optimierungsabschnitts im Anlagenkomponenten-Optimierungssystem des zweiten Ausführungsbeispiels zeigt;
Fig. 15 eine Tabelle zeigt, die durch Verknüpfen der in den Fig. 12 und 13 gezeigten Tabellen gebildet ist;
Fig. 16 eine Tabelle zeigt, die durch Addieren einer Brennstoffaufteilung von Gesamtbrennstoffkosten zu der in Fig. 15 gezeigten Tabelle gebildet ist;
Fig. 17 eine Tabelle zeigt, die durch Addieren von Gesamtkosten zu der in Fig. 16 gezeigten Tabelle gebildet ist;
Fig. 18 ein konzeptmäßiges Diagramm der herkömmlichen BTG- Anlage zeigt;
Fig. 19 ein detailliertes Blockdiagramm zeigt, das einen Hauptteil der in Fig. 18 gezeigten BTG-Anlage zeigt;
Fig. 20 eine ankommende Brennstoffmenge/ Dampfausgabemenge- Kennlinie des Boilers in der BTG-Anlage zeigt;
Fig. 21 eine ankommende Dampfmenge/Leistungsausgabe-Kennlinie der Turbine in der BTG-Anlage zeigt;
Fig. 22 eine Ansicht ist, die ein Beispiel des Betriebs von zwei Turbinen mit denselben Kennlinien zeigt;
Fig. 23 eine Kennlinie ist, die eine Beziehung einer Menge eines ankommenden Dampfes zu einer Leistungserzeugungseffizienz zeigt;
Fig. 24 ein Blockdiagramm ist, das eine schematische Konfiguration eines Optimierungssystems der herkömmlichen BTG-Anlage zeigt;
Fig. 25 eine Ansicht ist, die ein Konzept einer lokalen optimalen Lösung und einer globalen optimalen Lösung zur Nichtlinearität einer Ventilstellenkennlinie der Turbine zeigt; und
Fig. 26 eine Ansicht ist, die eine Beziehung einer linearen Lösung, einer nichtlinearen Lösung und einer wahren optimalen Lösung zur Nichtlinearität einer Ventilstellenkennlinie der Turbine zeigt.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

Nun wird ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel einer Vorrichtung und eines Verfahrens zum Optimieren einer Boiler-Turbinen- Generator-Anlage gemäß der vorliegenden Erfindung unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben werden.
Zuerst wird eine kurze Erklärung des Optimierungssystems für die BTG-Anlage gemäß der vorliegenden Erfindung gegeben werden. Die BTG-Anlage führt extrahierten/ausgepumpten Dampf und die elektrische Leistung, die die Verarbeitungsseitenanforderung erfüllt, zu.
Das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem des vorliegenden Ausführungsbeispiels ist, während es die Dampfanforderung und Leistungsanforderung sowie verschiedene Arten von Beschränkungserfordernissen erfüllt, darauf gerichtet, einen Betriebszustand bei minimalen Gesamtkosten durch die Verwendung eines dynamischen Programmierschemas zu erfüllen. Daher werden die für den Betrieb der Anlage erforderlichen Gesamtkosten minimiert.
Das dynamische Programmierschema ist ein Verfahren zum Lösen eines Entscheidungsproblems, bei welchem eine optimale Lösung auf eine mehrstufige Weise bestimmt wird, wobei ein Ergebnis seiner Analyse bei einer Stufe eine Vorbedingung für seine darauffolgende Entscheidungsstufe liefert. Bei dem dynamischen Programmierschema wird eine Entscheidungsauswahlsequenz für eine realisierbare optimale Lösung "Taktik" genannt, und die Taktik zum Maximieren einer spezifischen Funktion (einer Kriteriumfunktion) einer Endzustandsvariablen wird "optimale Taktik" genannt. Das dynamische Programmierschema verwendet das "Optimalitätsprinzip", bei welchem die optimale Taktik die Eigenschaft hat, daß, was immer ein Anfangszustand und eine Anfangsentscheidung sind, eine darauffolgende Entscheidungssequenz die optimale Taktik in bezug auf einen als Ergebnis der Anfangsentscheidung erzeugten Zustand ergeben muß. Das dynamische Programmierschema ist im Stand der Technik wohlbekannt, so daß seine detaillierte Erklärung weggelassen wird.
Bei einer tatsächlichen Anlage, die beim vorliegenden Ausführungsbeispiel behandelt wird, ist es nötig, daß aufgrund der Wiederverwendung des Dampfes, des Vorhandenseins einer Boilergruppe, des Vorhandenseins verschiedener Dampf- Anfangsteile, etc. eine optimale Lösung unter den komplexen Beschränkungsbedingungen gefunden wird. Es ist nicht möglich, eine optimale Lösung durch das herkömmliche dynamische Programmierschema abzuleiten.
Gemäß dem Anlagenkomponenten-Optimierungssystem der vorliegenden Erfindung sind gemäß dem Aufbau der Anlage nicht nur Mittel zum Optimieren des von den Turbinen ausgegebenen Dampfes, sondern auch verschiedene Optimierungsmittel bzw. - einrichtungen geeignet kombiniert. Daher ist es möglich, einen optimalen Betriebszustand der Anlage zu finden, der eine komplexe Anforderung erfüllt. Das Anlagenkomponenten- Optimierungssystem des vorliegenden Ausführungsbeispiels wird nachfolgend detaillierter erklärt werden.

Erstes Ausführungsbeispiel

Nachfolgend wird ein erstes Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen erklärt werden.
Fig. 1 ist ein Funktionsblockdiagramm, das das erste Ausführungsbeispiel des Anlagenkomponenten-Optimierungssystems für eine Boiler-Turbinen-Generator-Anlage (BTG-Anlage) zeigt. Eine BTG-Anlage ist in Fig. 19 gezeigt.
Beim ersten Ausführungsbeispiel wird ein Anlagenmodell 76 durch eine Kombination von zwei Modellen ausgedrückt; eines ist ein Turbinenmodell 76A und ein anderes ist ein Boilermodell 76B. Die Turbinenkennlinie, die Turbinenbetriebsgrenzen, die Dampfgleichgewichtsgleichungen, etc., die durch einen Datengenerator 75 in Antwort auf eine Eingabe von einem Editor 74 erzeugt werden, werden zum Turbinenmodell 76A zugeführt, und der Boilerbetrieb, die Boilerbetriebsgrenzen, die Dampfgleichgewichtsgleichungen, etc., die durch den Datengenerator 75 erzeugt werden, werden zum Boilermodell 76B zugeführt.
Ein Turbinenausgabe-Maximierungsstellen-Berechnungsabschnitt 71 bestimmt das Teilungsverhältnis des zu jeder Turbine zugeführten Dampfes zum Maximieren der gesamten Leistungsausgabe bei jeder Menge an gesamtem zugeführten Dampf jedes Drucks durch Verwenden des Turbinenmodells. Ein Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72 bestimmt ein Teilungsverhältnis des von jedem Boiler zugeführten Dampfes bei jeder Menge von gesamtem zugeführten Dampf jedes Drucks.
Ein Gesamtenergiekosten-Minimierungsstellen- Berechnungsabschnitt 73 berechnet eine Betriebsstelle, bei welcher Gesamtenergiekosten minimal sind, wenn die Verarbeitungslast, einschließlich eines Kaufleistungseinheitspreises, als Verarbeitungsseitenanforderung zugeführt wird.
Ein Editor 74 ändert das Anlagenmodell 76. Der Editor 74 enthält eine Anlagenmodell-Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen/Editieren des schematischen Dampfflußliniendiagramms der Turbinen, der Boiler und zum Modifizieren/Ändern des beim Turbinenausgabe-Maximierungsstellen-Berechnungsabschnitt 71 und beim Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72. Ein Datengenerator 75 kann die Daten, die für den Turbinenausgabe-Maximierungsstellen-Berechnungsabschnitt 71 und den Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72 nötig sind, vom Editor 74 in ein geeignetes Format zur Berechnung umwandeln.
Die Funktion des Optimierungssystems der BTG-Anlage gemäß dem ersten Ausführungsbeispiel wird nachfolgend erklärt werden.
Der Turbinenausgabe-Maximierungsstellen-Berechnungsabschnitt 71 bestimmt das Teilungsverhältnis des Dampfes, der zu den Turbinen zugeführt wird, welches eine Gesamtleistungsausgabe von den Turbinen maximiert. Eine Dampfanforderung jeder Druckrate wird zum Abschnitt 71 gegeben.
Zum Finden des optimalen Dampfaufteilungsverhältnisses ist das primitivste Verfahren zum Finden einer globalen optimalen Stelle ein Verfahren zum Prüfen aller Stellen, bei welchem alle möglichen Stellen einzeln nacheinander geprüft werden. Bei diesem Verfahren wird die Gesamtmenge der Dampfzufuhr zwischen der unteren Grenze und der oberen Grenze durch eine vorgegebene Stufe aufgeteilt. Die Anzahl von Aufteilungen ist etwa Einhundert, was ausreichend größer als die Anzahl von Ventilstellen (etwa 3 bis 5 für eine industrielle Turbine) der Turbinenkennlinie ist. Bei dem Verfahren zum Prüfen aller Stellen ist in der tatsächlichen Praxis eine sehr große Anzahl von Malen von Berechnungen nötig, und es wird einer Schwierigkeit begegnet.
Daher wird gemäß der vorliegenden Erfindung ein DP-Verfahren (ein dynamisches Programmierschema: ein sukzessives Optimierungsschema) als Mittel zum Erhalten einer maximalen Stelle mit einer kleineren Anzahl von Malen verwendet.
Die dynamische Programmierberechnung findet eine maximale Stelle für jede von Einhundert von Eingangsdampfmengen zwischen der unteren Grenze und der oberen Grenze in einer kurzen Zeitperiode.
Der Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72 bestimmt die Mengen von durch jeden Boiler zu erzeugenden Dampf, um mit minimalen Kosten die Gesamtmenge von durch die Boiler erzeugten Dampf zu erzeugen. In diesem Fall variieren die Einheitskosten des Brennstoffs nicht mit der Zeit, wie in dem Fall der Einheitskosten der elektrischen Leistung, und können daher als fester Wert zugeführt werden, und können, wenn die Notwendigkeit auftaucht, manuell geändert werden.
Da die Boilerkennlinie im wesentlichen flach ist, wie es oben beschrieben ist, und eine lineare Annäherung die Genauigkeit der resultierenden Lösung nicht erniedrigt, verwendet der Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72 ein lineares Programmierschema, das in bezug auf die Berechnungsgeschwindigkeit schneller ist.
Mit der Verwendung einer Teilungsverhältnistabelle, in welcher eine Leistungserzeugungsmenge bei minimalen Brennstoffkosten maximal ist, und die durch den Brennstoffkosten- Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitt 72 erhalten wird, findet der Gesamtenergie-Minimierungsstellen- Berechnungsabschnitt 73 Gesamtenergiekosten zu der Zeit eines Abgebens einer Lastleistungsmenge mit jeweils den Dampfmengen- Gesamtsummen wie folgt:
C = Et (PI - Pg) + Cf
wobei folgendes gilt:
C: Gesamtenergiekosten pro Stunde
Et: Kaufleistungskosten pro kWH
PI: Leistungsanforderung (kW)
Pg: Erzeugungsleistung (kW)
Cf: Brennstoffkosten pro Stunde
Eine optimale Teilungsstelle wird durch erneutes Anordnen der Gesamtenergiekosten C in einer ansteigenden Reihenfolge und durch Prüfen, um zu sehen, ob die Lastdampf-Zufuhrmengen- Gesamtsumme jedes Drucks die Lastdampfmengen-Gesamtsumme erfüllt oder nicht, gefunden. Die zuerst zufriedenstellende Stelle wird als optimale Teilungsstelle gefunden.
Durch die obige Operation ist es möglich, ein Leistung/Dampf- Optimalteilungsverhältnis in bezug auf die Leistungslast und die Dampflast zu erhalten.
Wenn das Optimierungsmodell gemäß der Systemänderung und einer Vorrichtungserweiterung der Aufgabenenergieanlage sowie der Änderung der Vorrichtungsspezifikation, der Kennlinienvariation, etc. abzuändern ist, zeichnet der Anwender-Betreiber ein Dampfsystemdiagramm durch Verwenden des Editors 74 mit einem "CAD"-Gefühl und gibt die Vorrichtungskennlinie, die Schätzung bzw. Beurteilung, etc. basierend auf dem Dampfsystemdiagramm ein.
In diesem Fall ist es für den Anwender-Betreiber möglich, den Betriebsbeschränkungszustand, die Gleichheitsbeschränkung, die ungleichheitsbeschränkte Zustandsgleichung durch den Editor 74 mit dem "Textverarbeitungs"-Gefühl zu editieren.
Auf einen Empfang des Systemdiagramms, der Vorrichtungsdaten und der beschränkten Zustandsgleichung, die durch den Editor 74 vorbereitet sind, hin erzeugt der Datengenerator 75 automatisch Daten, die für eine Optimierungsberechnung nötig sind, aus diesen Informationselementen in einer Form, die für eine Lösung geeignet ist, so daß das Anlagenmodell 76 geändert wird.
In diesem Fall ist die Optimalberechnungslogik von einem Datenbeschreibungsteil, wie beispielsweise der Systemkonfiguration, den Kennlinien und dem Beschränkungszustand getrennt, und mit der Verwendung eines Systems, das keine Zeitgabeparameter beim Optimallösungsverfahren erfordert, kann die Systemwartung einfach durch Modifizieren des Modells erreicht werden.
Gemäß dem ersten Ausführungsbeispiel ist es durch Trennen der Dampfaufteilungsberechnungseinrichtung (des Turbinenausgabe- Maximierungsstellen-Berechnungabschnitts 71) in bezug auf die Turbine mit der nichtlinearen Kennlinie und der Erzeugungsdampfaufteilungsberechnungseinrichtung (des Brennstoffkosten-Minimierungsstellen-Berechnungsabschnitts 72) in bezug auf den Boiler mit der konvexen Kennlinie und durch Zulassen eine linearen Annäherung auf einfache Weise möglich, bei einer Berechnung des Dampfaufteilungsverhältnisses zu den Turbinen das sequentielle Berechnungsverfahren (eine dynamische Programmierung) anzuwenden, was eine globale optimale Lösung äquivalent zu einer Suche aller Stellen zuläßt, was mit einer sehr viel kleineren Anzahl von Berechnungsmalen als dasjenige ausgeführt wird, das für die Suche aller Stellen nötig ist. Es ist daher möglich, eine Lösung mit verbesserter Genauigkeit zu erhalten, und weiterhin ein lineares Programmierschema hoher Geschwindigkeit (ein lineares Programmierschema) relativ zur Erzeugungsdampfaufteilung des Boilers zu verwenden.
Durch Annehmen der zweistufigen Verarbeitung ist es möglich, die globale optimale Stelle für eine Turbine mit einer nichtlinearen Ventilstellen-Kennlinie zu bekommen, und zusätzlich ein System zu erreichen, das keine spezielle Suchlogik und Parametereinstellung erfordert, so daß eine optimale Berechnung basierend auf dem geänderten Modell des Anwenders-Betreibers ausgeführt werden kann.
Gemäß dem ersten Ausführungsbeispiel der Erfindung kann eine Lösung mit höherer Genauigkeit als gemäß dem herkömmlichen System erhalten werden. Weiterhin ist es nicht nötig, die Berechnungsparameter einzustellen. Somit kann der Anwender- Betreiber ohne ein Expertenwissen über die Optimierungsberechnung die Systemmodifikation der Objektenergieanlage sowie die Systemwartung, wie beispielsweise die Modifikation des Anlagenmodells, entsprechend der Vorrichtungsmodifikation ausführen.

Zweites Ausführungsbeispiel

Es werden andere Ausführungsbeispiele des Anlagenkomponenten- Optimierungssystems gemäß der vorliegenden Erfindung beschrieben. Dieselben Teile wie diejenigen des ersten Ausführungsbeispiels werden mit denselben Bezugszeichen bezeichnet werden, und ihre detaillierte Beschreibung wird weggelassen werden.
Gemäß dem Anlagenkomponenten-Optimierungssystem des zweiten Ausführungsbeispiels sind nicht nur Mittel zum Optimieren der Dampfausgabe der Turbinengruppe, sondern auch verschiedene Optimierungsmittel bzw. -einrichtungen bei dem Aufbau der Anlage geeignet kombiniert. Daher ist es möglich, einen optimalen Betriebszustand der Anlage zu finden, der eine komplexe Anforderung erfüllt. Kurz gesagt wird zuerst die Verarbeitung unter Verwendung des dynamischen Programmierschemas zweimal durchgeführt und eine Verarbeitung unter Verwendung des linearen Programmierschemas wird einmal durchgeführt, um optimale Lösungen (d. h. optimale Lösungskandidaten) zum Optimieren der Dampfausgaben der Turbinengruppe entsprechend jeweiligen Betriebszuständen zu finden, und dann wird als optimale Lösung ein Betriebszustand zum Minimieren der Gesamtkosten bestimmt.
Fig. 2 ist eine diagrammäßige Ansicht, die eine Anlage zeigt, die ein Anlagenkomponenten-Optimierungssystem gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel enthält. Die Anlage weist ein Energieanlagensystem 6, ein Anlagensteuersystem 4 und ein Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 auf. Das Energieanlagensystem 6 enthält ein BTG- Leistungserzeugungssystem 11, eine kommerzielle (oder zu kaufende) Leistungsversorgung 12 und ein Dampfzufuhrsystem 13. Das Anlagensteuersystem 4 steuert das Energieanlagensystem 6. Das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 ist mit dem Anlagensteuersystem 4 verbunden und findet eine optimale Betriebsstelle bzw. einen optimalen Betriebspunkt bzw. einen optimalen Arbeitspunkt (ein Teilungsverhältnis) der jeweiligen Komponenten im Energieanlagensystem 6 und transferiert das optimale Betriebs-Aufteilungsverhältnis zum Anlagensteuersystem 4.
Anstatt daß es mit dem Anlagensteuersystem 4 verbunden ist, kann das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 auf eine alleinstehende Weise vorgesehen sein. Die Ausgabe des Anlagenkomponenten-Optimierungssystems 2 kann über ein Informationsspeichermeidum, wie beispielsweise eine Magnetscheibe, zum Anlagensteuersystem 4 zugeführt werden.
Fig. 3 zeigt ein Beispiel des Ablaufs einer Verarbeitung in bezug auf das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2.
Detaillierte Anlagenzustandsinformationen über das Energieanlagensystem 6 werden zum Anlagenkomponenten- Optimierungssystem 2 eingegeben (Schritt S11).
Eine Leistungsanforderung und eine Dampfanforderung werden von einer Eingabevorrichtung (nicht gezeigt) zum Anlagensteuersystem 4 eingegeben (Schritt S12).
Bei einem Schritt S13 führt das Steuersystem 4 die Leistungsanforderung und die Dampfanforderung zum Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 zu, und sendet eine Optimierungsanfrage zum Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2.
Das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 berechnet eine optimale Lösung basierend auf der Leistung/Dampf-Anforderung (Schritt S14).
Das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 überträgt die optimale Lösung zum Anlagensteuersystem 4 (Schritt S15).
Basierend auf der vom Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 zugeführten optimalen Lösung steuert das Anlagensteuersystem 4 das Energieanlagensystem 6 (Schritt S16).
Fig. 4 zeigt ein Detail des Energieanlagensystems 6 in Fig. 2. Das vorliegende Ausführungsbeispiel hat vier Dampferzeugungsboiler (die hierin nachfolgend Boiler genannt werden) B1 bis B4, fünf Dampfturbinen (die hierin nachfolgend Turbinen genannt werden) T1 bis T5 und fünf Generatoren G1 bis G5.
Die Boiler B1 bis B4 erzeugen unter Verwendung von Brennstoffen jeweils Dampf. Brennstoffmengen, die zu den jeweiligen Boilern B1 bis B4 zugeführt werden, sind durch f1 bis f4 dargestellt, und Erzeugungsdampfmengen von den Boilern B1 bis B4 sind durch S1 bis S4 dargestellt.
Der Ausgangsdampf S1 und S2 von den Boilern B1 und B2 wird zu einem Hochdruckdampf-Anfangsteil L1 zugeführt. Der Ausgangsdampf S6 eines druckreduzierenden Ventils 20, das den Ausgangsdampf S5 des Hochdruckdampf-Anfangsteils L1 empfängt, und der Ausgangsdampf S3 und S4 von den Boilern B3 und B4 werden zu einem Hochdruckdampf-Anfangsteil L2 zugeführt. Die Hochdruckdampf-Anfangsteile L1 und L2 haben unterschiedliche Drücke (L1 ist auf der Hochdruckseite).
Der Ausgangsdampf s1 bis s3 von dem Hochdruckdampf-Anfangsteil L1 wird jeweils zu den Turbinen T1 bis T3 zugeführt. Die Ausgangsdämpfe s4 und s5 vom Hochdruckdampf-Anfangsteil L2 werden jeweils zu den Turbinen T4 und T5 zugeführt. Kennlinien der Turbinen T1 bis T5, d. h. Menge an ankommendem Dampf/Erzeugungsleistungsausgabe-Kennlinien, sind jeweils durch p1 bis p5 dargestellt.
Die Ausgangsdämpfe von den Turbinen T1, T2 und T4 werden zu einem Lastdampf-Anfangsteil L3 zugeführt. Die Ausgangsdämpfe von den Turbinen T3 und T5 werden zu einem Lastdampf- Anfangsteil L4 zugeführt. Dämpfe S1' und S2' werden von den Lastdampf-Anfangsteilen L3 und L4 ausgegeben.
Die elektrischen Leistungen, die durch die Generatoren G1 bis G5 erzeugt werden, die gemäß den entsprechenden Dämpfen s1 bis s5 angetrieben werden, und die Kaufleistung von der kommerziellen Leistungsversorgung werden summiert und als Gesamtleistung ED ausgegeben.
Die Brennstoffmengen f1 bis f4, die zu den Boilern B1 bis B4 eingegeben werden, haben jeweils ihre oberen und unteren Grenzwerte. Eine weitere Beschränkung wird manchmal als obere und untere Grenzwerte von denjenigen Mengen an Brennstoff hinzugefügt, die basierend auf den Mengen an Brennstoffen eingegeben werden, die gegenwärtig bei den jeweiligen Boilern B1 bis B4 verbrannt werden.
Hinsichtlich der Dampfmengen s1 bis s5, die zu den Turbinen T1 bis T5 eingegeben werden, werden ihre oberen und unteren Grenzwerte auch bestimmt.
In einem solchen Energieanlagensystem 6 werden Dampfanforderungen SD1 und SD2 (minimale Werte von S1' und S2') für die jeweiligen Dampf-Anfangsteile L3, L4 sowie eine Energieanforderung ED bestimmt. Wenn die Energieanforderung mit der gesamten Erzeugungsleistung aller Generatoren G1 bis G5 nicht erfüllt wird, wird eine Leistung von einer herkömmlichen Leistungsversorgung gekauft. Wenn die gesamte Erzeugungsleistung die Energieanforderung übersteigt, wird irgendwelche überschüssige Leistung weggeworfen oder an andere verkauft.
Obwohl beim Energieanlagensystem 6 des vorliegenden Ausführungsbeispiels die Turbinen T1 bis T5 derart erklärt worden sind, daß sie nicht von einem leckenden Typ sind, kann ein Anlagensystem in bezug auf die leckenden bzw. eine Flüssigkeit ablassenden Turbinen derart konfiguriert sein, daß es die eine Flüssigkeit ablassenden Turbinen in denselben Aufbau eingebaut hat, wie er in Fig. 4 gezeigt ist, wobei diese eine Flüssigkeit ablassenden Turbinen derart angesehen werden, daß sie parallel zu einer Vielzahl von Turbinen von einem keine Flüssigkeit ablassenden Typ parallel geschaltet sind.
Fig. 5 zeigt einen schematischen Aufbau eines Hauptteils des Anlagenkomponenten-Optimierungssystems 2 gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel. Das Anlagenkomponenten-Optimierungssystem 2 weist einen Fluidanforderungssystem-Optimierungsabschnitt 21, einen Tabellenumwandlungsabschnitt 22, einen Tabellenspeicherabschnitt 23, einen Fluideingabesystem- Optimierungsabschnitt 24, einen Leistungs/Fluid- Anforderungseingabeabschnitt 25, einen Anlagendaten- Speicherabschnitt 26, einen Fluiderzeugungssystem- Optimierungsabschnitt 27, einen Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 und einen Optimallösungs- Ausgabeabschnitt 29 auf.
Der Anlagendaten-Speicherabschnitt 26 speichert die oberen und unteren Grenzwerte der Brennstoffmengen f1 bis f4, die zu den jeweiligen Boilern B1 bis B4 zugeführt werden, die oberen und unteren Grenzwerte von Mengen s1 bis s5 ankommenden Dampfes (Entladedampfmengen) der jeweiligen Turbinen T1 bis T5, Kennlinien für Menge an ankommendem Dampf/Ausgangsleistung p1 bis p5 der Turbinen T1 bis T5 und andere verschiedene Parameter und Funktionen, wie beispielsweise Funktionen der Eingangs/Ausgangs-Kennlinie der jeweiligen Boiler B1 bis B4. Der Anlagendaten-Speicherabschnitt 26 führt zum Fluidanforderungssystem-Optimierungsabschnitt 21, zum Tabellenumwandlungsabschnitt 22, zum Fluideingabesystem- Optimierungsabschnitt 24 und zum Fluiderzeugungssystem- Optimierungsabschnitt 27 ihre angeforderten numerischen Werte und Funktionen zu, wie es nachfolgend aufgezeigt werden wird.
Zuerst berechnet der Fluidanforderungssystem- Optimierungsabschnitt 21 optimale Dampfaufteilungen (s1, s2, s4) für die jeweiligen Turbinen T1, T2 und T4, die im Anfangsteil L3 enthalten sind, durch die Verwendung des dynamischen Programmierschemas, um die gesamte Ausgangsleistung zu maximieren, die durch die Generatoren G1, G2 und G4 erzeugt wird, die durch die Turbinen T1, T2 und T4 angetrieben werden, für jeweilige Dampfmengen des Anfangsteils L3. Die optimalen Dampfaufteilungen (s1, s2, s4) werden erhalten, während die Dampfmenge des Anfangsteils L3 auf ganzzahlige Werte von 0 bis M1 + M2 + M4 eingestellt wird.
Die Fig. 6 und 7 zeigen ein Beispiel der Operation des Fluidanforderungssystem-Optimierungsabschnitts 21. Der Fluidanforderungssystem-Optimierungsabschnitt 21 erhält eine optimale Dampfaufteilung (s1, s2, s4) des Dampf-Anfangsteils L3 und eine optimale Dampfaufteilung (s3, s5) des Dampf- Anfangsteils L4 durch Verwenden des dynamischen Programmierschemas. Das dynamische Programmierschema kann eine optimale Lösung zwischen nur zwei Variablen erhalten. Daher wird zum Erhalten einer optimalen Lösung zwischen drei Variablen (s1, s2, s4) das dynamische Programmierschema zweimal durchgeführt. In den Fig. 6 und 7 zeigen p1 bis p5 die charakteristischen Funktionen der Turbinen T1 bis T5 und zeigen M1 bis M5 die oberen Grenzwerte der Entladedampfmengen der jeweiligen Turbinen T1 bis T5. Der kürzeren Erklärung halber ist angenommen, daß M1 bis M5 ganze Zahlen sind und ihre unteren Grenzwerte alle Null sind. Weiterhin stellen T und T' zweidimensionale Felder dar, stellt eine erste nach T und T' eine Zeile dar und stellt die nächste eine Spalte dar, wobei die folgenden [0], [1], [2] ein erstes, ein zweites und ein drittes Element in der Zeile/Spalte darstellt. Das Feld T [0][j+k] und T' [0][j+k] stellt Ausgangsleistungen für den Anfangsteil L3 und L4 dar. Das Feld T [1][j+k][0] und T' [1] [j+k][1] stellt Dampfaufteilungen s3 und s5 dar und das Feld T' [1] [j+k][0], T' [1][j+k] [1] und T' [1][j+k] [2] stellt Dampfaufteilungen s1, s2 und s4 dar.
Eine in Fig. 8 gezeigte Tabelle wird durch die in den Fig. 6 und 7 gezeigte Operation erhalten. Die in Fig. 8 gezeigte Tabelle zeigt optimale Dampfaufteilungen (s1, s2, s4) und eine gesamte Ausgangsleistung für jeweilige Dampfmengen des Anfangsteils L3 an.
Gleichermaßen berechnet der Fluidanforderungssystem- Optimierungsabschnitt 21 optimale Dampfaufteilungen (s3, s5) für die jeweiligen Turbinen T3 und T5, die im Anfangsteil L4 enthalten sind, durch die Verwendung des dynamischen Programmierschemas, um die gesamte Ausgangsleistung zu maximieren, die durch die Generatoren G3 und G5 erzeugt wird, die durch die Turbinen T3 und T5 angetrieben werden, für jeweilige Dampfmengen des Anfangsteils L4.
Diese Berechnung kann durch ein Ablaufdiagramm angezeigt werden, das gleich demjenigen ist, das in den Fig. 6 und 7 gezeigt ist, indem M1 und M2 durch M3 und M5 ersetzt wird und indem "zu A" nach dem Schritt S27 durch "ENDE" normal weiter ersetzt wird. Anders ausgedrückt sind die in Fig. 7 gezeigten Schritte für diese Berechnung nicht nötig. Die optimalen Dampfaufteilungen (s3, s5) werden erhalten, während die Dampfmenge des Anfangsteils L4 auf ganzzahlige Werte von 0 bis M3 + M5 eingestellt ist.
Eine in Fig. 9 gezeigte Tabelle wird durch diese Berechnung erhalten. Die in Fig. 9 gezeigte Tabelle zeigt optimale Dampfaufteilungen (s3, s5) und eine gesamte Ausgangsleistung für jeweilige Dampfmengen des Anfangsteils L4 an.
Die in den Fig. 8 und 9 gezeigten Tabellen werden zum Tabellenumwandlungsabschnitt 22 gesendet.
Hier gilt unter der Voraussetzung, daß die von den Boilern B1 bis B4 zu den Systemen L1 und L2 zugeführten Dampfmengen α1, α2 sind, folgendes:
α1 = S1 + S2
α2 = S3 + S4.
Somit werden die folgenden Beziehungen gebildet:
s1 + s2 + s3 = α1 - S5
s4 + s5 = α2 + S6
Da eine lineare Beziehung, nämlich S5 = λ · 56, zwischen S5 und S6 existiert, wird eine Gleichung
u + v = σ
gebildet.
Hier gilt folgendes:
u = s1 + s2 + λ · s4
v = s3 + λ · s5
σ = σ1 + λ · σ2
wobei a die Gesamtmenge des erzeugten Dampfes, ausgedrückt in Ausdrücken des Hochdruckdampfes, darstellt.
Der Tabellenumwandlungsabschnitt 22 erzeugt eine Tabelle, wie sie in Fig. 10 gezeigt ist, wobei der Wert "u" zu jeder Spalte der in Fig. 8 gezeigten Tabelle hinzugefügt ist, und eine Tabelle, wie sie in Fig. 11 gezeigt ist, wobei der Wert "v" zu der in Fig. 9 gezeigten Tabelle hinzugefügt ist. Der Wert "uM" in Fig. 10 zeigt einen maximalen Stufenwert, der M1 + M2 + λ · M4 nicht übersteigt, während der Wert "vM" in Fig. 11 einen maximalen Stufenwert zeigt, der M3 + λ · M5 nicht übersteigt. Der Tabellenumwandlungsabschnitt 22 sendet diese in den Fig. 10 und 11 gezeigten Tabellen zum Tabellenspeicherabschnitt 23.
Übrigens resultiert ein Erzeugen der Tabellen, wie sie in den Fig. 10 und 11 gezeigt sind, durch einfaches Hinzufügen der Werte "u" und "v", berechnet aus den jeweiligen Dampfmengen im Dampfsystem L3 und den jeweiligen Dampfmengen im Dampfsystem L4, zu den in den Fig. 8 und 9 gezeigten Tabellen nicht notwendigerweise in den Werten "u" und "v", die in regelmäßigen Intervallen angeordnet sind.
Es ist vorzuziehen, daß zum Ändern der Werte "u" und "v" mit konstanten Intervallen der Tabellenumwandlungsabschnitt 22 zuerst die Werte "u" und "v" mit konstanten Intervallen bestimmt und dann die Dampfmenge, die optimale Dampfaufteilung und die Ausgangsleistung in bezug auf die Werte "u" und "v" auf der Basis der in den Fig. 8 und 9 gezeigten Werte interpoliert.
Als das Interpolationsverfahren können beispielsweise die folgenden verwendet werden. Wenn die gesamte Dampfmenge entsprechend den Werten "u" und "v" in den Zeilen der Dampfmengen von L3 und L4 der in den Fig. 8 und 9 gezeigten Tabellen existiert, wird die existierende Spalte wie sie ist verwendet, und dann, wenn dies nicht der Fall ist, wird eine Spalte des minimalen Wertes von denjenigen, die gleich der gesamten Dampfmenge sind oder diese übersteigen, verwendet. Dies ist ein weiteres lineares Interpolationsverfahren, durch welches dann, wenn die gesamte Dampfmenge entsprechend den Werten "u" und "v" in den Zeilen der Dampfmengen von L3 und L4 der in den Fig. 8 und 9 gezeigten Tabellen existiert, die existierende Spalte verwendet wird wie sie ist, und dann, wenn dies nicht der Fall ist, eine lineare Interpolation unter Verwendung einer Spalte des minimalen Wertes von denjenigen durchgeführt wird, die die gesamte Dampfmenge übersteigen, und einer Spalte des maximalen Wertes von denjenigen, die kleiner als die gesamte Dampfmenge sind.
Der Tabellenspeicherabschnitt 23 speichert die in den Fig. 10 und 11 gezeigten Tabellen.
Wenn das Anlagensystem bestimmt wird, kann eine Verarbeitung bis dahin durchgeführt werden.
Die Energieanforderung und die Dampfanforderung, die vom Anlagensteuersystem 4 eingegeben werden, werden vom Leistungs/Fluid-Anforderungseingangsabschnitt 25 zum Fluideingabesystem-Optimierungsabschnitt 24 zugeführt. Auf einen Empfang der bereits vorbereiteten Tabellen, wie sie in den Fig. 10 und 11 gezeigt sind, vom Tabellenspeicherabschnitt 23 hin extrahiert der Fluideingabesystem-Optimierungsabschnitt 24 aus der in Fig. 10 gezeigten Tabelle die Spalte, in welcher die Dampfmenge des Anfangsteils L3 die Dampfanforderung SD1 für das System L3 erfüllt, und gleichermaßen aus der in Fig. 11 gezeigten Tabelle die Spalte, in welcher die Dampfmenge des Anfangsteils L4 die Dampfanforderung SD2 für das System L4 erfüllt.
Die Extraktionsergebnisse sind in den Fig. 12 und 13 gezeigte Tabellen. Es ist zu beachten, daß in der Tabelle, wie sie in Fig. 12 gezeigt ist, L31 und L3u untere und obere Grenzwerte der Dampfmenge von L3 sind, das in Fig. 10 gezeigt ist, welche die Dampfanforderung für das L3-System erfüllen, Um, (sm1, sm2, sm4) und Em3 "u", (s1, s2, s4) und der Ausgangsleistung in der Spalte von L31 entspricht, und UM (sM1, sM2, sM4) und EM3 "u" (s1, s2, s4) und der Ausgangsleistung in der Spalte von L3u entspricht. Gleichermaßen sind in der Tabelle, wie sie in Fig. 13 gezeigt ist, L41 und L4u untere und obere Grenzwerte der Dampfmenge von L4, das in Fig. 11 gezeigt ist, die die Dampfanforderung für das L4-System erfüllen, Vm, (sm3, sm5) und Em4 "v" (s3, s5) und der Ausgangsleistung in der Spalte von L41 entspricht und VM, (sM3, sM5) und EM4 "v", (s3, s5) und der Ausgangsleistung in der Spalte von L4u entspricht.
Für den Fall, daß man die gesamte eingegebene Dampfmenge jeweilige Werte in bezug auf einen Hochdruckpegel einläßt, verwendet der Fluideingabesystem-Optimierungsabschnitt 24 das dynamische Programmierschema zum Bestimmen von Dampfaufteilungen s1 bis s5, die zu den Turbinen T1 bis T5 zugeführt werden, so daß die gesamte Ausgangsleistung, die durch die Generatoren G1 bis G5 erzeugt wird, die durch die Turbinen T1 bis T5 angetrieben werden, maximal sein kann, basierend auf den in den Fig. 12 und 13 gezeigten Tabellen.
Die Tabellen der Fig. 12 und 13 werden als zweidimensionale Felder 4 · L1, 4 · L2 angesehen und werden "A" und "B" genannt, wobei zu beachten ist, daß L1 und L2 die Längen der Tabellen darstellen. Beispielsweise entspricht A[0][L1 - 1] UM. Eine erste nach "A" stellt eine Zeile dar, und die nächste stellt eine Spalt dar.
Fig. 14 zeigt die Operation bzw. den Betrieb des Fluideingabesystem-Optimierungsabschnitts 24. In Fig. 14 stellt T ein Feld dar, in welchem eine erste und die nächste jeweils die Zeile und die Spalte darstellen, wobei das folgende [0], [1] jeweils ein erstes und ein zweites Element in dem Zeilen/Spalten-Feld darstellen.
A [3][j] + B [3][k] in Fig. 14 zeigt eine Verknüpfung einer Tabelle A [3][j] und eine Tabelle B [3][k]. Beispielsweise dann, wenn die Elemente in der Tabelle A [3][j] und diejenigen in der Tabelle B [3][k] jeweils (a1, a2, a4) und (a3, a5) sind, wird dies als Ergebnis einer Verknüpfung dieser Elemente von A [3] [j] + B [3] [k] zu (a1, a2, a3, a4, a5).
Durch die Operation, wie sie in Fig. 14 gezeigt ist, ist es möglich, als Feld T eine Tabelle zu erhalten, wie sie in Fig. 15 gezeigt ist. Diese Tabelle wird zum Fluiderzeugungssystem- Optimierungsabschnitt 27 gesendet.
In der in Fig. 15 gezeigten Tabelle wird die Dampfaufteilung (s1, s2, s3, s4, s5) mit der maximalen gesamten Leistungsausgabe in bezug auf jede Spalte erhalten, d. h. die jeweiligen gesamten Eingangsdampfmengen. Daher werden die Dampfmengen α1 und α2, die durch die jeweiligen Anfangsteile L3 und L4 fließen, in bezug auf die jeweiligen gesamten Eingangsdampfmengen eindeutig bestimmt.
Unter der Bedingung, daß die unteren und oberen Werte der Mengen an Kraftstoff, f1 bis f4, in bezug auf die jeweiligen Spalten in der in Fig. 15 gezeigten Tabelle erfüllt sind, d. h. in bezug auf die jeweiligen gesamten Eingangsdampfmengen, und daß die Dämpfe von α1 und α2 zu den jeweiligen Anfangsteilen L3 und L4 zugeführt werden, findet der Fluiderzeugungssystem- Optimierungsabschnitt 27 eine Brennstoffaufteilung, durch welche die Brennstoffkosten minimiert werden. Die Boilerkennlinien der jeweiligen Boiler B1 bis B4 werden in jedem Fall eine lineare Funktion des Brennstoffs, und die Kosten werden auch eine lineare Funktion des Brennstoffs. Daher können die Brennstoffaufteilung und die Brennstoffkosten durch das lineare oder das nichtlineare Programmierschema gefunden werden.
Durch Verwendung des linearen Programmierschemas werden diejenigen Werte S1 bis S6 und f1 bis f4 in bezug auf die jeweiligen Spalten der Tabelle gefunden, wie sie in Fig. 15 gezeigt ist. Der Fluiderzeugungssystem-Optimierungsabschnitt 27 erzeugt eine Tabelle, wie sie in Fig. 16 gezeigt ist, durch Hinzufügen der Brennstoffaufteilungen f1 bis f4 zu der in Fig. 15 gezeigten Tabelle.
Die Tabelle wird zum Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 gesendet.
Zu dieser Zeit ist es möglich, Betriebsparameter zu erhalten, mit welchen die gesamte Ausgangsleistung in bezug auf die jeweiligen Brennstoffkosten maximal ist. Das bedeutet, daß die jeweiligen Spalten der Fig. 16 als Kandidaten für eine optimale Lösung angesehen werden können.
Der Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 bestimmt eine optimale Lösung aus den jeweiligen in Fig. 16 gezeigten Kandidaten.
Zuerst berechnet der Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 die Gesamtkosten für jede Spalte, d. h. für jeden Kandidaten, auf der Basis der Werte auf der in Fig. 16 gezeigten Tabelle.
Die Gesamtkosten werden beispielsweise durch die folgende Gleichung berechnet.
"Gesamtkosten" = "gesamte Brennstoffkosten" + e (ED - "gesamte Ausgangsleistung")
wobei folgendes gilt:
e: Einheitspreis der kommerziellen Leistungsversorgung
ED: Energieanforderung.
Dieser Fall basiert auf der Annahme, daß die gesamte Ausgangsleistung derart eingestellt wird, daß sie niedriger als die Energieanforderung ist. Wenn die gesamte Ausgangsleistung die Energieanforderung übersteigt, kann sie beispielsweise derart eingestellt werden, daß (ED - "gesamte Ausgangsleistung") Null ist. Alternativ dazu kann e' dann, wenn irgendeine überschüssige Leistung über der Energieanforderung verkauft werden kann, als Einheitswert für einen Verkauf berechnet werden.
Wenn ED > "die gesamte Ausgangsleistung", kann sie berechnet werden als
"die Gesamtkosten" = "gesamte Brennstoffkosten" + e (ED - "gesamte Ausgangsleistung").
Wenn ED < "die gesamte Ausgangsleistung", kann sie berechnet werden als
"die Gesamtkosten" = "gesamte Brennstoffkosten" + e' (ED - "gesamte Ausgangsleistung").
Der Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 erzeugt eine Tabelle, wie sie in Fig. 17 gezeigt ist, durch Hinzufügen der berechneten Gesamtkosten zur jeweiligen Spalte der in Fig. 16 gezeigten Tabelle. Aus dieser Tabelle wird eine Spalte der minimalen Gesamtkosten gefunden, und eine Gruppe von verschiedenen Arten von Werten in der Spalte wird zum Optimallösungs-Ausgabeabschnitt 29 zugeführt.
Der Optimallösungs-Ausgabeabschnitt 29 speichert die vom Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 gesendete Optimallösung. Aus verschiedenen Werten, die in der Optimallösung enthalten sind, wird eine nötige Information als optimale Betriebsparameter zum Anlagensteuersystem 4 gesendet.
Gemäß dem Anlagenkomponenten-Optimierungssystem des zweiten Ausführungsbeispiels ist es möglich, verschiedene Anforderungen für das Anlagensystem zu erfüllen und optimale Betriebsparameter oder -bedingungen zu finden, die die nichtlineare Kennlinie der Turbinen berücksichtigen. Daher können die Betriebskosten im Vergleich mit dem herkömmlichen System stark reduziert werden.
Obwohl das zweite Ausführungsbeispiel in Zusammenhang mit dem Betrieb des Anlagenkomponenten-Optimierungssystems erklärt ist, das dafür ausgelegt ist, für das in Fig. 4 gezeigte Anlagensystem verwendet zu werden, kann die vorliegende Erfindung auch auf den Fall angewendet werden, bei welchem die Anzahl der Boiler und Turbinen sowie die Arten von Lastdampf- Anfangsteilen modifiziert sind.
Wenn genügend elektrische Leistung und Dampf zur Leistungslast und zur Dampflast nur durch die unabhängige Leistungserzeugungsausrüstung zugeführt werden, ohne daß es nötig ist, elektrische Leistung von einer kommerziellen Leistungsversorgung zu kaufen, kann es möglich sein, anstelle die Verarbeitung durch den Tabellenwiedergewinnungsabschnitt 28 durchzuführen, eine optimale Lösung (optimale Betriebsparameter oder -bedingungen, die die nichtlineare Kennlinie berücksichtigen) auf der Basis der durch den Fluiderzeugungssystem-Optimierungsabschnitt 27 vorbereiteten Tabelle zu finden.
Weiterhin kann selbst dann, wenn andere Elemente zum in Fig. 4 gezeigten Anlagensystem hinzugefügt werden, eine optimale Lösung durch eine leichte Modifikation des Anlagenkomponenten- Optimierungssystems 2 erhalten werden.
Die vorliegende Erfindung kann nicht nur auf das unabhängige BTG-Leistungserzeugungssystem angewendet werden, sondern auch allgemein auf das Anlagensystem, das diejenigen Elemente enthält, die die nichtlineare Kennlinie haben.
Gemäß der vorliegenden Erfindung wird beim Suchen von optimalen Betriebsparametern in einer BTG-Anlage, die eine Vielzahl von ersten Anlagenelementen enthält, die eine lineare Eingangs/Ausgangs-Kennlinie mit ersten physikalischen Mengen, wie beispielsweise Brennstoff, als Eingabe und zweiten physikalischen Mengen, wie beispielsweise Dampfmengen, als Ausgabe haben, und eine Vielzahl von zweiten Anlagenelementen, die eine Eingangs/Ausgangs-Kennlinie mit den zweiten physikalischen Mengen als Eingabe und dritten physikalischen Mengen, wie beispielsweise einer Ausgangsleistung, als Ausgabe haben, wobei die letztere Eingangs/Ausgangs-Kennlinie einen nichtlinearen Kennlinienteil enthält, eine Verarbeitung durch die Verwendung der dynamischen Programmierung zweimal durchgeführt, was zuläßt, daß die nichtlineare Kennlinie berücksichtigt wird. Wenn die erste Anforderung (beispielsweise die Dampfanforderung), d. h. eine Anforderung für die zweiten physikalischen Mengen, einmal erfüllt ist, werden Gruppen der Gesamtsumme der zweiten physikalischen Mengen, ein Aufteilungsverhältnis dieser Gesamtsumme auf alle zweiten Anlagenelemente und einer Gesamtsumme der dritten physikalischen Mengen, die von allen zweiten Anlagenelementen ausgegeben werden, gefunden, wobei zu beachten ist, daß hier die Gesamtmenge von verschiedenen zweiten physikalischen Mengen gegeben ist.
Für jede Gruppe werden die ersten physikalischen Mengen, die zu den jeweiligen zweiten Elementen eingegeben werden, und erste Kosten, die zum Zuführen dieser ersten physikalischen Mengen erforderlich sind, durch ein lineares oder ein nichtlineares Programmierschema auf der Basis der Werte in der gefundenen Gruppe gefunden.
Schließlich wird dann, wenn für jede Gruppe die Gesamtsumme der dritten physikalischen Mengen kleiner als eine zweite Anforderung (beispielsweise eine Energieanforderung) ist, zweite Kosten (beispielsweise externe Kosten), die zum Erhalten ihrer Verkleinerung von außerhalb erforderlich sind, auf der Basis der Werte in der Gruppe der Gesamtsumme der dritten physikalischen Mengen berechnet werden, und erste Kosten (beispielsweise gesamte Brennstoffkosten), die für die so erhaltenen ersten physikalischen Mengen erforderlich sind, um Gesamtkosten für jede Gruppe und einen jeweiligen Wert (beispielsweise die Gesamtsumme der zweiten physikalischen Mengen, eine Aufteilung der zweiten physikalischen Mengen zu den zweiten Anlagenelementen, eine Gesamtsumme der dritten physikalischen Mengen, erste physikalische Mengen, die zu den jeweiligen zweiten Anlagenelementen eingegeben werden, erste Kosten, die zum Zuführen der ersten physikalischen Mengen erforderlich sind, Gesamtkosten, etc.), die zu einer Gruppe gehören, zu finden, d. h. eine Gruppe, in welcher diese Gesamtkosten minimiert sind, als optimale Lösung bestimmt.
Gemäß dem Anlagenkomponenten-Optimierungssystem der vorliegenden Erfindung ist es möglich, eine solche Dampfaufteilung (Stelle) der jeweiligen Turbinen zu bestimmen, um eine Gesamtheit der Ausgaben der jeweiligen Turbinen für jede Dampfzufuhrmenge zu maximieren, die vom Turbinenmodell im Anlagenmodell gegeben ist, und es ist auch möglich, ein solches Dampfaufteilungsverhältnis der jeweiligen Boiler zu bestimmen, um bei minimalen Kosten die Gesamtsumme der Dampfzufuhrmengen pro Druck zu erzeugen, die vom Boilermodell für jede Stelle gegeben sind. Durch Suchen einer Gesamtenergiekosten- Minimierungsbetriebsstelle (einschließlich von Leistungskaufkosten) für die elektrische Lasten und oben angegebene Lasten ist es möglich, eine wahre optimale Stelle zu erhalten und enthaltene Kosten stark zu senken.
Zusätzlich zu den oben angegeben Funktionen ist es auch möglich, an dem zum Berechnen der Turbinenausgangs- Maximalstelle und der Brennstoffkosten-Minimierungsstelle verwendeten Anlagenmodell die Systemgraphik und ein mit dem mathematischen Ausdruck beschriebenes Systemmodell vorzubereiten/zu editieren und aus diesem Modell Daten zu erzeugen, die für eine optimale Berechnung nötig sind. Dadurch ist es möglich, das Modell ohne weiteres zu modifizieren oder zu korrigieren.

Claims

1. Anlagen-Komponenten-Optimierungssystem, welches dafür ausgelegt ist, um mit einer Kraftwerkanlage verbunden zu werden, die Boiler zum Erzeugen von Dämpfen, Turbinen, die von den Dämpfen angetrieben werden, die von den Boilern erzeugt werden, ein Dampf-Anfangsteil zum Sammeln der Dämpfe, die von den Boilern erzeugt werden, zum Verteilen von Dämpfen bei einem vorgegebenen Verhältnis und zum Zuführen von verteilten Dämpfen an die Turbinen, und elektrische Energieerzeuger, die von den Turbinen angetrieben werden, umfasst, wobei das Anlagenkomponenten- Optimierungssystem dadurch gekennzeichnet ist, dass es umfasst:

eine Turbinenausgangsmaximumpunkt-Berechnungseinrichtung (71) zum Berechnen eines Verteilungsverhältnisses des Dampf-Anfangsteils zum Maximieren einer Gesamtausgangsmenge der Turbinen bezüglich einer gegebenen Gesamtmenge des Dampfes, wobei die Berechnungseinrichtung ein dynamisches Programmierungsverfahren verwendet;

eine Kraftstoffkosten-Minimierungspunkt- Berechnungseinrichtung (72) zum Berechnen von jeweiligen Dampfbeträgen, die von jedem der Boiler bei minimalen Kraftstoffkosten auf Grundlage der gegebenen Gesamtdampfmenge und dem Verteilungsverhältnis des Dampf- Anfangsteils, berechnet durch die Turbinenausgangsmaximumpunkt-Berechnungseinrichtung, erzeugt werden sollen, wobei die Berechnungseinrichtung ein lineares Programmierungsverfahren verwendet; und

eine Gesamtenergiekosten-Minimierungspunkt- Berechnungseinrichtung (73) zum Berechnen eines Gesamtenergiekostenminimum-Betriebspunkts auf Grundlage einer Nachfrage nach elektrischer Energie, der gegebenen Gesamtdampfmenge, des Verteilungsverhältnisses des Dampf- Anfangsteils berechnet durch die Turbinenausgangsmaximum- Berechnungseinrichtung und der Dampfmengen, die von den Boilern erzeugt werden sollen, berechnet durch die Kraftstoffkostenminimierungspunkt-Berechnungseinrichtung.

2. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass es ferner umfasst:

eine Anlagenmodell-Erzeugungseinrichtung (76) zum Erzeugen/Editieren von Systemgraphiken zum Anzeigen eines Modells der Kraftwerksanlage; und

eine Datenerzeugungseinrichtung (75), auf Grundlage des Modells, zum Erzeugen von Daten, die für Berechnungen von der Turbinenausgangsmaximumpunkt-Berechnungseinrichtung, der Kraftstoffkostenminimierungspunkt- Berechnungseinrichtung und der Gesamtenergiekostenminimerungspunkt-Berechnungseinrichtung erforderlich sind.

3. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass

die Gesamtenergiekostenminimierungspunkt- Berechnungseinrichtung ein Komponentenoptimierungsverfahren zum Berechnen von optimalen Betriebsparametern einer Anlage mit einer Vielzahl von ersten Anlagenelementen mit einer linearen Eingangs-/Ausgangs-Charakteristik mit ersten physikalischen Mengen als einen Eingang und zweiten physikalischen Mengen als einen Ausgang und einer Vielzahl von zweiten Anlagenelementen mit einer nicht konvexen Eingangs-/Ausgangs-Charakteristik mit den zweiten physikalischen Beträgen von den ersten Anlagenelementen als Eingang ausgegeben werden und dritten physikalischen Mengen als ein Ausgang ausführt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:

einen ersten Schritt zum Berechnen einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente durch Verwendung einer dynamischen Programmierung zum Maximieren der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen, die von den zweiten Anlagenelementen ausgegeben werden, die mit der Gruppe entsprechend zu der Gesamtmenge der zweiten physikalischen Mengen in einem vorgegebenen Bereich, der eine ersten Bedarf für eine Gruppe von zweiten physikalischen Mengen erfüllt, assoziiert ist;

einen zweiten Schritt zum Berechnen einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente durch Verwendung einer dynamischen Programmierung auf Grundlage eines Satzes der gesamten zweiten physikalischen Mengen, einer Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen und einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente, die von dem ersten Schritt an jeder der zweiten physikalischen Menge in einer Menge erhalten wird, um die Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen, die von sämtlichen zweiten Anlagenelementen ausgegeben werden und den gesamten zweiten physikalischen Mengen entsprechen, zu sämtlichen zweiten Anlagenelementen zu maximieren;

einen dritten Schritt zum Berechnen, durch Verwendung einer linearen Programmierung oder einer nichtlinearen Programmierung, der zweiten physikalischen Mengen, die den jeweiligen zweiten Anlagenelementen eingegeben werden, und von ersten Kosten, die benötigt werden, um die ersten physikalischen Mengen bezüglich jedes Satzes der gesamten zweiten physikalischen Mengen, der gesamten dritten physikalischen Mengen und einer Verteilung der zweiten physikalischen Mengen an die zweiten Anlagenelemente, die von dem zweiten Schritt erhalten werden, zuzuführen; und

einen vierten Schritt, auf Grundlage jedes Satzes der gesamten dritten physikalischen Mengen und ersten Kosten, die in dem dritten Schritt erhalten werden, zum Berechnen von zweiten Kosten, die benötigt werden, um eine Energie zu empfangen, die einem Mangel in einen zweiten Energiebedarf für die gesamten dritten physikalischen Mengen von einer externen Quelle entspricht, um die Gesamtkosten für jeden Satz zu berechnen und, als eine optimale Lösung, jeden Wert, der zu einem Satz gehört, in dem Gesamtkosten minimiert sind, zu erhalten.

4. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass dann, wenn in dem vierten Schritt die gesamten dritten physikalischen Mengen den zweiten Energiebedarf überschreiten, die zweiten Kosten auf Null gebracht werden oder die zweiten Kosten auf einen negativen Wert gebracht werden, wenn die zweiten Kosten erhalten werden, indem ein Überschuss der gesamten dritten physikalischen Mengen über den zweiten Energiebedarf verkauft wird.

5. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass

die Gesamtenergiekosten-Minimierungspunkt- Berechnungseinrichtung ein Komponentenoptimierungsverfahren zum Berechnen von optimalen Betriebsparametern einer Kraftwerksanlage mit einer Vielzahl von Boilern, einer Vielzahl von Turbinen, die von Dämpfen betrieben werden, die von den Boilern erzeugt werden und Generatoren, die von den jeweiligen Turbinen angetrieben werden, um elektrische Energie zu erzeugen, bei der die elektrische Energie an elektrische Energielasten geliefert wird, während die Dämpfe, die von den jeweiligen Turbinen erzeugt werden, an Dampflasten über eine Vielzahl von Turbinenausgabesystemen zugeführt werden, ausführt; wobei das Verfahren umfasst:

einen ersten Schritt zum Berechnen einer Dampfverteilung zu einer jeweiligen Turbine durch Verwenden einer dynamischen Programmierung zum Maximieren der Gesamterzeugungsenergien der Turbinen, die mit dem gleichen Turbinenausgabesystem verbunden sind, entsprechend zu den Dampfmengen in einem vorgegebenen Bereich, der einen Dampfbedarf an den jeweiligen Turbinenausgabesystem erfüllt;

einen zweiten Schritt zum Berechnen einer Dampfverteilung an die jeweiligen Turbinen durch Verwenden der dynamischen Programmierung auf Grundlage eines Satzes der Dampfmenge, einer Erzeugungsausgangsenergie und einer Dampfverteilung, die durch den ersten Schritt an jedem Turbinenausgabesystem erhalten wird, um einen Gesamterzeugungs-Energieausgang von den Turbinen entsprechend zu einer Gesamteingangsdampfmenge an sämtliche Turbinen zu maximieren;

einen dritten Schritt zum Berechnen durch Verwenden entweder einer linearen Programmierung oder einer nicht linearen Programmierung, einer Zuführungskraftstoffverteilung an die jeweiligen Boiler und von Gesamtkraftstoffkosten bezüglich jedes Satzes der Gesamteingangsdampfmenge, der Gesamterzeugungs- Ausgangsenergie und der Dampfverteilung an die jeweiligen Turbinen.

6. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass es ferner umfasst: einen vierten Schritt, bei dem auf Grundlage jedes Satzes einer Gesamterzeugungs-Ausgangsleistung und von Gesamtkraftstoffkosten, die von dem dritten Schritt erhalten werden, externe Kosten berechnet werden, die zum Empfangen einer Energie benötigt werden, die einem Mangel in einem Energiebedarf für die Gesamterzeugungs- Ausgangsenergie von einer ausserhalb liegenden Quelle entspricht, um Gesamtkosten für jeden Satz zu berechnen und, als eine optimale Lösung, jeden Wert, der zu einem Satz gehört in dem die Gesamtkosten minimiert sind, zu ermitteln.

7. Anlagenkomponenten-Optimierungssystem nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass dann, wenn in dem vierten Schritt die gesamten dritten physikalischen Mengen den zweiten Energiebedarf überschreiten, die zweiten Kosten auf Null gebracht werden, oder die zweiten Kosten auf einen negativen Wert gebracht werden, wenn die zweiten Kosten erhalten werden, indem ein Überschuss der Gesamtheit der dritten physikalischen Mengen über den zweiten Energiebedarf verkauft wird.