EP2715074A1 - Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme - Google Patents

Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme

Info

Publication number
EP2715074A1
EP2715074A1 EP12725356.5A EP12725356A EP2715074A1 EP 2715074 A1 EP2715074 A1 EP 2715074A1 EP 12725356 A EP12725356 A EP 12725356A EP 2715074 A1 EP2715074 A1 EP 2715074A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
control
loop
vapor pressure
variable
disturbance
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP12725356.5A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP2715074B1 (fr
Inventor
Eve Dufosse
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electricite de France SA
Original Assignee
Electricite de France SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Electricite de France SA filed Critical Electricite de France SA
Publication of EP2715074A1 publication Critical patent/EP2715074A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP2715074B1 publication Critical patent/EP2715074B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K15/00—Adaptations of plants for special use
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/165—Controlling means specially adapted therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/22—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type the turbines having inter-stage steam heating

Definitions

  • the invention relates to a control system for a thermal flame station for generating electricity from fuel.
  • the invention relates more precisely to a control device of such a power plant for monitoring power while ensuring that certain criteria of the state of the superheated steam are met, and a thermal power plant comprising such system, and a method of controlling a thermal power plant by the implementation of such a control system.
  • the invention can be applied for example to a coal-fired power plant.
  • a thermal power station a schematic illustration of which is shown in Figure 1, is used to generate electricity from a fuel source of heat.
  • the production of heat is governed by the supply of fuel GC of the heat source, here a boiler 103.
  • This heat is transmitted to a working fluid circulating in a circuit to make it pass from the liquid state to the gaseous state, so that this working fluid is in vapor phase on a part of the circuit.
  • Regulating valves whose state is defined by their opening SR make it possible to regulate the supply of a turbine 114.
  • the state of the vapor is defined by a certain pressure P and a certain temperature T. The vapor allows the rotation of the turbine 1 14 which is mechanically connected to an alternator 1 16, the latter thus producing an electric power W.
  • a PI regulator is a closed-loop control that allows the regulation of the error between a setpoint and a measurement of a value.
  • the PI regulator exerts on the error a doubled proportional action - it multiplies the error by a fixed factor, the gain, - and integral - it integrates the error over a certain time interval and divides the integrated value by another factor fixed.
  • each system variable controller has an input and an output.
  • An objective of the invention is therefore to propose a thermal plant control system that makes it possible to overcome these disadvantages.
  • An object of the invention is therefore more precisely to provide a control system of thermal power plant providing regulation for good power dynamics, having interesting characteristics of robustness, stability and speed.
  • Another object of the invention is that this control system can be easily implemented in existing thermal power stations. DESCRIPTION OF THE INVENTION
  • the invention proposes to fulfill these objectives.
  • a control system for the multivariable regulation of a thermal flame station for the generation of electricity from fuel comprising:
  • control loops is based on an internal model type control taking into account a pure delay ⁇ of one of the parameters of the internal model of the control unit, and for each of the control loops, a variable of a loop being taken into account as a disturbance in the other loop.
  • the vapor pressure control loop includes a disturbance rejection chain for taking into account a variable of the electric power control loop as a disturbance;
  • Variable electric power control loop taken into account as a disturbance in said vapor pressure control loop is open the regulating valve upstream of the turbine;
  • the vapor pressure control loop includes a modeling chain of a transfer function between the fuel supply and the contribution to the vapor pressure of the fuel supply, said modeling chain not taking into account the variable of the electric power control loop taken into account in said steam pressure control loop as a disturbance;
  • the pure delay ⁇ is taken into account in the vapor pressure control loop in the modeling chain of the transfer function between the fuel supply and the contribution to the vapor pressure of the fuel supply;
  • the modeling chain of a transfer function between the fuel supply and the contribution to the vapor pressure of the fuel supply is of the form G-
  • the vapor pressure control loop comprises a chain of determination of a control variable without disturbance to determine a control variable without disturbance from a steam pressure setpoint.
  • control variable of the vapor pressure control loop is the fuel supply obtained by the output of the determination chain of the undisturbed control variable to which the output of the disturbance rejection chain is subtracted;
  • the system comprises a determination of the chain without disturbance control variable, a disturbance rejection channel and a channel modeling of a transfer function between the fuel supply and the contribution to the vapor pressure of the feed fuel form
  • the chain of determination of the undisturbed control variable is constituted by a transfer function taking as input a vapor pressure setpoint, which is a function of the type G-
  • the vapor pressure control loop comprises a feedback loop without delay, to take into account, in determining the fuel supply, the part of said modeling chain of a transfer function between the fuel supply and the contribution to the vapor pressure of the fuel supply which is independent of the pure delay ⁇ ;
  • variable of the pressure control loop taken into account in said electric power control loop as a disturbance is the vapor pressure
  • the electric power control loop comprises an integral proportional regulator and a setpoint tracking disturbance and anticipation rejection chain to take into account a variable of the vapor pressure control loop as a disturbance;
  • the opening of the regulating valves upstream of the turbine is obtained by the output of the integral proportional regulator to which is subtracted the output of the disturbance rejection and anticipation tracking system of the control loop of the electrical power ;
  • Parameters of the control loop based on an internal model type control are estimated online by an adaptive control method, said adaptive control taking input variables of the control system.
  • the invention proposes a thermal flame station comprising
  • the invention proposes a method for controlling a flame thermal power plant according to the second aspect, in which:
  • the vapor pressure is regulated by a control loop of a vapor pressure
  • the electric power is regulated by an electric power regulation loop
  • control loops being based on an internal model type control taking into account a pure delay ⁇ of one of the parameters of the internal model of the control unit, and for each of the control loops, a variable of a loop being taken into account as a disturbance in the other loop.
  • Figure 1 is a synthetic scheme of a burning thermal power known to those skilled in the art
  • FIG. 2 represents a superheated vapor pressure regulation diagram P according to a first embodiment of the system according to the invention
  • FIG. 3 represents a superheated vapor pressure regulation diagram P according to a second embodiment of the system according to the invention
  • FIG. 4 is a scheme for regulating the electric power produced W corresponding to the two embodiments of the system according to the invention.
  • FIG. 5 is an adaptive control scheme corresponding to the first embodiment of the system according to the invention.
  • 6A and 6B are graphs of temporal evolution of multiple sizes in response to an electrical power output level for comparison purposes between a control system according to the first embodiment of the invention and an H-type system ⁇ .
  • the present invention is described in detail below in the particular but not limiting context of a control system of a coal-fired power plant.
  • FIG. 1 is a synthetic and simplified diagram of a flame thermal power station 100.
  • the arrows with a solid line 107 represent the circulation of the working fluid in both the liquid and the gaseous phase.
  • This working fluid is a heat transfer fluid which is most often water.
  • the working fluid is water in the present description.
  • the simplified operating principle is as follows.
  • the fuel supply GC causes the transport of the fuel to the assembly 1 02 including the boiler 1 03 and its auxiliaries.
  • the fuel undergoes a treatment, then the combustion proper.
  • the combustion of fuel to generate heat represented by the white arrows 105, which is especially transferred to the water which circulates in the tubes of a heat exchanger 104.
  • the water then passes to the vapor state.
  • the balloon 106 separates the liquid water from the steam, the latter leaving in a set of superheaters 108.
  • the superheaters 108 may be subject to additional water injections via the water injection system 1 10, one of which actuators allows QDSHT- overheat water desuperheating water injection control
  • the temperature and the pressure of the water increase sharply.
  • the water then changes to superheated steam.
  • This steam is conveyed to the turbine 1 14, through regulating valves 112 located upstream of the first body of the turbine and whose opening is defined by the parameter SR. Between the control valves 112 and the turbine 114, the superheated steam has a temperature T and a pressure P.
  • the steam undergoes a relaxation, relaxation that allows the rotation of the turbine wheels.
  • the water then returns to the system 108, through a reheater, before joining the medium pressure body MP, then the LP low pressure body of the turbine.
  • MP and BP bodies a similar phenomenon of relaxation allows also the rotation of the wheels of the turbine 1 14.
  • the rotation drives the electric alternator 116, thereby producing an electric power W.
  • the expanded steam having passed through the turbine is admitted into the condenser 118, where it is cooled. It then goes into a liquid state and can start a new cycle.
  • the GC fuel supply has oscillations during high power demands, which results in a high load on the boiler 1 03 and the depollution devices present at the outlet of the boiler 103.
  • the invention makes it possible to obtain a fuel supply which does not cause stresses on the boiler and too strong depollution devices in order to prolong their service life. Moreover, the invention makes it possible to circumvent the problems inherent in the presence of a delay resulting from the routing, the treatment and the possible heating of the fuel.
  • control system relates to a coal-fired power station whose operation corresponds to FIG. 1 described above.
  • the system to be controlled is of multivariable type.
  • the entries of this system are:
  • W therefore linearly depends on the opening of the control valves SR and the steam pressure P, superheated vapor pressure in this embodiment.
  • the coefficients a and b are coefficients defined according to experimental considerations, the characteristics of the thermal power station and according to considerations of safety, efficiency and service life of the installations. For example, a and b can respectively have as possible values 0.77 and 3.4.
  • a superheated steam pressure control loop 200 shown in FIG.
  • a control loop 400 of electric power W shown in FIG. 4.
  • each of the control loops 200, 400 a variable of one loop is taken into account as a perturbation in the other loop.
  • each of said loops comprises a control variable whose action can regulate the behavior of the plant.
  • FIG. 2 thus represents a regulation loop 200 of superheated steam pressure P corresponding to the first embodiment of the invention described.
  • the regulation loop 200 comprises a disturbance rejection chain 202, a chain of determination of the disturbance-free control variable 204 and a modeling chain 206 of a transfer function H G C-PI between the GC fuel supply. and the contribution P1 to the vapor pressure P of the GC fuel supply.
  • disturbance rejection chain is understood in the present description a control loop element taking into account its entry a variable considered as a perturbation in said control loop in order to reject, that is to say of to overcome its effect, by taking into account upstream of the determination of the control variable of said control loop.
  • the regulation loop 200 has as input the reference pressure P RE F as a set pressure, the value of which is in particular fixed according to the characteristics of the thermal power plant and according to considerations of safety, efficiency and duration of operation. life of the installations.
  • the control loop 200 outputs the superheated steam pressure P and takes into account as disturbance to reject the opening of the control valves SR upstream of the turbine 14.
  • FIG. 2 In the block diagram of FIG. 2 is represented a real chain 208 whose transfer functions H G C-PI and H S R-P2 represent the actual operation of the installations of the thermal power station 100 as described in FIG.
  • This representation of the actual chain 208 decomposes the superheated vapor pressure P into two components P1 and P2.
  • the first component of the pressure P1 is the component dependent on the GC coal feed which does not take into account the opening of the regulating valves SR.
  • P1 represents the contribution of the steam supply pressure GC fuel P.
  • the second composed nte P2 pressure is component dependent on the opening of the control valves SR.
  • P 2 thus represents the contribution of the opening of the regulating valves SR to the vapor pressure P.
  • the actual channel 208 here is composed of two transfer functions.
  • the transfer function H GC -PI is the function linking the supply of fuel GC to the contribution P1 thereof to the vapor pressure P.
  • the transfer function H S R-P2 is the function linking the opening of the regulating valves SR to the contribution P2 thereof to the vapor pressure P.
  • the modeling chain 206 models the H GC -PI transfer function between the coal feed GC and the contribution P 1 to the steam pressure P of the coal feed GC. This modeling chain 206 does not take into account the opening of the control valves SR which comes from the control loop 400 of power W.
  • the regulation loop 200 of vapor pressure P takes into account a pure delay ⁇ .
  • the pure delay ⁇ between the coal feed GC and the pressure P is taken into account in the modeling chain 206 of the transfer function H GC -PI between the coal feed GC and the contribution P1 to the vapor pressure P of the GC fuel supply.
  • the modeling of the transfer function H GC -PI is of the form G ⁇ s) ⁇ e " ⁇ s , with G ⁇ s) a stable, first-order, invertible function.
  • the functions having for variable are Laplace transforms.
  • the output quantity of the modeling chain 206 is subtracted from the vapor pressure P to obtain the input of the disturbance rejection chain 202.
  • the chain of determination of the commi nable variable without disturbance 204 is constituted by a transfer function taking as input a reference steam pressure reference P RE F, function of the type G ! 1 (s) ⁇
  • the disturbance rejection chain 202 is constituted by a transfer function G ⁇ is) ⁇ F 2 (s), with F 2 (s) a filter of the type -, with ⁇ . > 0
  • a reference pressure reference P RE F passes through a transfer function of the type G 1 (s) - F 1 (s), and is subtracted from the output of this transfer function, the output of the disturbance rejection chain 202.
  • the resulting fuel supply GC is then taken as input to a transfer function H G C-PI, the output of which is added together with the output of a transfer function H S R-P2 taking as input the opening of the valves SR regulators.
  • FIG. 4 represents a control loop 400 of electric power W corresponding to the embodiment described.
  • the electric power control loop 400 comprises an integral proportional regulator 402 and a setpoint tracking disturbance and anticipation rejection channel 404.
  • the regulation loop 400 takes as input the electrical power setpoint W RE F, the value of which is fixed in particular as a function of the load of the plant and the electricity demand, and also according to the physical characteristics of the plant.
  • the control loop 400 outputs the electric power W and takes into account as a disturbance the superheated vapor pressure P, which is a variable of the regulation loop 200 of vapor pressure P.
  • the block diagram of FIG. 4 shows a real chain 406 whose functions represent the actual operation of the installations of the thermal power station 100 as described in FIG. 1 in the form of a transfer function H S RW between the opening regulating valves SR and the electric power W.
  • Integral proportional regulator 402 thus takes as input the difference ⁇ between the electric power setpoint W RE F and the electric power W produced by the control unit.
  • a rejection and disturbance and setpoint tracking prevention chain 404 has as input the reference electric power setpoint W RE F and the vapor pressure P, the latter variable being taken into account as a disruption to be rejected. .
  • the opening of the regulating valves SR upstream of the turbine 1 14 is obtained by the output of the integral proportional regulator 402 to which is subtracted the output of the disturbance rejection and anticipation tracking system 404 of the control loop. regulation 400 of the electric power W.
  • the electric power regulation W represented by the control loop 400 is thus effected by antici pations on the power setpoint W RE F and the superheated steam pressure P. Indeed, the equation governing the behavior of the electric power shows that there is no dynamic effect.
  • a regulator PI takes as input an electric power reference reference W REF to which the electrical power W is subtracted; this regulator makes it possible to reject modeling errors of the electric power W.
  • the reference electric power setpoint W REF to which the vapor pressure P multiplied by b is subtracted, is also divided by the coefficient a in a setpoint rejection disturbance and anticipation rejection chain 404.
  • the opening of the control valves SR is an input for a transfer function H S RW of the system to be controlled and which has the output of the electric power W.
  • control system that describes the invention is based on models of the process implemented in a thermal power plant flame.
  • the different parameters of these models can be derived from on-site measurements.
  • the transfer function H S RW of the generated electric power W it is possible to use the least squares method.
  • the present invention further has the advantage of allowing the application of the adaptive control, as illustrated by Figure 5 described below, the control loop 200 of vapor pressure P.
  • the online estimation of the parameters can be done for example by the method ARX (of the English Auto Regressive model with eXternal inputs for autoregressive model with external inputs).
  • the control of the temperature of the superheated steam T is carried out by a regulator of type H ⁇ , because the dynamic modeling of the temperature is unreliable.
  • the intrinsic robustness of the H régulateur controller is therefore interesting in this case.
  • a second embodiment of the present invention corresponds to a system equivalent to that described in the first embodiment, substituting for the regulation loop 200 of vapor pressure P shown in FIG. vapor P shown in FIG. FIG. 3 thus represents a superheated steam pressure regulation loop 300 corresponding to a second embodiment of the invention described below.
  • the regulation loop 300 includes a disturbance rejection chain 302, a control variable determination chain 304, a modeling chain 306 of a transfer function H GC -PI between the GC fuel supply and the contribution P1 at the vapor pressure P of the fuel supply GC and a return loop without delay 316.
  • the regulation loop 300 has as input the reference pressure P RE F as a set pressure whose value is set in particular according to the characteristics of the thermal power plant and according to considerations of safety, efficiency and duration of operation. life of the facilities.
  • the regulation loop 300 has the output of the superheated vapor pressure P and considers disturbance to reject the opening of the regulating valves SR upstream of the turbine 1 14.
  • a real chain 308 of which the functions H G C-PI and H S R-P2 represent the actual operation of the installations of the thermal power station 100 as described in FIG.
  • This representation of the actual chain 308 decomposes the superheated vapor pressure P into two components P1 and P2.
  • the first component of the pressure P1 is the component dependent on the GC coal feed which does not take into account the opening of the regulating valves SR.
  • the second component of the pressure P2 is the component dependent on the opening of the regulating valves SR which does not take into account the GC coal feed.
  • the actual chain 308 here is composed of two transfer functions.
  • the transfer function H GC -PI is the function relating the power in GC fuel P1 contribution thereof to the vapor pressure P.
  • the transfer function H S R-P2 is the function linking the opening of the regulating valves SR to the contribution P2 thereof to the vapor pressure P.
  • the modeling chain 306 models a H GC -PI transfer function between the GC coal feed and the P 1 contribution to the steam pressure P of the coal feed GC.
  • This modeling chain 306 does not take into account the SR variable that comes from the power control loop 400.
  • the regulation loop 300 of vapor pressure P takes into account a pure delay ⁇ .
  • the pure delay ⁇ is taken into account in the modeling chain 306, which is the model of the transmission function H G C-PI between the GC fuel supply and the P1 contribution to the pressure. steam P of the GC fuel supply.
  • the modeling of the transfer function H G C-PI between GC and P1 has the form G ⁇ s) ⁇ e " ⁇ s with G ⁇ s) a stable function of the first order reversal. However, it is split into two transfer functions G ⁇ s) and e " ⁇ s , G ⁇ s) located upstream of e " ⁇ s on the modeling chain 306, G ⁇ s) being the independent component of the pure delay ⁇ and e " ⁇ s the component corresponding to the pure delay.
  • the output quantity of the modeling chain 306 is subtracted from the vapor pressure P to obtain the input of the disturbance rejection chain 302.
  • the regulation loop 300 of pressure P comprises a feedback loop without delay 31 6 taking as input the quantity at the output of the transfer function G ⁇ s) of the modeling chain 306 corresponding to the component of the independent modeling of the pure delay ⁇ .
  • This output quantity therefore has a value G ⁇ s) ⁇ GC (s).
  • This latter value is subtracted by the feedback loop without retry 3 1 6 to the superheated vapor pressure press P RE F at the determination line 304 of the control variable.
  • the disturbance rejection chain 302 models a transfer function R 2 (s) applied to the vapor pressure P.
  • the transfer function R 2 (s) defines the response to disturbances.
  • R2 (s) is the formula - M (s) - e- L s .
  • the poles of M (s) are placed so as to obtain the desired dynamic.
  • the control variable determining chain 304 takes as input the superheated vapor pressure setpoint P RE F. At the superheated steam pressure setpoint P RE F are subtracted the result of the chain of disturbance rejection 302 and the result of the feedback loop without delay 316.
  • the GC fuel supply is obtained from the application of a transfer function R s) to the magnitude resulting from these comparisons.
  • This transfer function R ⁇ s) of the control variable determination chain 306 defines the dynamics of the setpoint tracking and can be for example a PID type regulator (proportional integral derivative).
  • This supply combusti ble GC passes through a transfer function H G C-PI of the system in order to give the input P 1 of the supply of GC fuel vapor pressure P.
  • Opening the regulating valve SR passes through a transfer function H S R-P2 of the system to be controlled to give P 2 the contribution of opening the regulating valve SR to the vapor pressure P.
  • GC fuel supply passes through a transfer function G ⁇ s), whose output is on the one hand returned by the delay loop 316 and without that mentioned above, and on the other hand is an inlet for a fontion transfer rate e "T s whose output is subtracted from the superheated vapor pressure P.
  • the result of this subtraction passes through a transfer function R 2 (s) of the disturbance rejection chain 302 whose output is subtracted from the reference pressure value P ref, and that indicated above.
  • FIG. 5 illustrates the possibility of implementing an adaptive regulation known to those skilled in the art in the context of the first embodiment. It presents non-reliably a possible application of an adaptive regulation to the control loop 200 of vapor pressure P.
  • FIG. 5 thus presents an adaptive regulation taking as input variables of the system, possibly present in the control loop 200 of vapor pressure P, such as the GC fuel supply, the opening of the regulating valves SR, and the vapor pressure P.
  • vapor pressure P such as the GC fuel supply, the opening of the regulating valves SR, and the vapor pressure P.
  • the adaptive control can make an online estimation of parameters of the control loop 200 of vapor pressure P, for example those present in the transmission functions of the rejection and disturbance chain.
  • the measurement of the input variables, carried out regularly, makes it possible to update the values taken by the parameters estimated online by the adaptive regulation.
  • FIGS. 6A and 6B show a comparison between the responses of a coal-fired power plant controlled by means of the control system according to the first embodiment of the invention and of a control system according to type H régul regulators.
  • FIG. 6A shows the comparison of the regulations according to the invention in solid lines and with the type H ⁇ regulations in broken lines in terms of the electric power produced W and the vapor pressure P, in response to power setpoint steps.
  • W The system according to the invention allows a better power monitoring W, especially faster, while limiting oscillations.
  • the vapor pressure P is better regulated insofar as it oscillates less with respect to a setpoint of 1 55 bar.
  • FIG. 6B shows the comparison of the regulations according to the invention in continuous lines and with the type H ⁇ regulations in broken lines in terms of fuel supply GC and opening of the regulating valves SR in response to the same steps of FIG. electric power than in Figure 6A.
  • the system according to the invention allows a significant reduction of the oscillations of the fuel supply GC. This quality of control reduces the stresses of the assembly 102 comprising the boiler 103 and its auxiliaries and allows an optimal exploitation of the pollution control organs.
  • the regulation of the thermal power plant 100 by the system according to the invention is thus more dynamic while ensuring a lower load on the boiler 103.
  • the invention proposes a thermal flame station comprising
  • an assembly 102 comprising a boiler 103 and its auxiliaries subjected to a fuel supply GC to serve as a source of heat for a working fluid circuit so that it is in the vapor phase on a part of said circuit ,
  • a turbine 114 fed by said steam at a pressure P of steam and at a temperature T, said turbine 114 being mechanically connected to an electric alternator 116 producing an electrical power W, the steam supply of said turbine 14 being determined by the opening SR of regulating valves situated upstream of said turbine 114,
  • the invention proposes a method for controlling a flame thermal power plant according to the second aspect, in which
  • the vapor pressure P is regulated by a control loop of a vapor pressure P, and
  • the electric power is regulated by an electric power control loop W,
  • control loops being based on an internal model control of the control unit, one of the control loops taking into account a pure delay ⁇ of one of the parameters of the internal model of the control unit, and for each of the control loops, a variable in one loop is considered as a disturbance in the other loop.
  • the third aspect of the invention relates to any implementation of a control system according to the first aspect in a central unit. thermal flame, and any method of controlling a thermal flame plant implemented by the control method according to the first aspect.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)
  • Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Système de commande pour régulation multivariable de centrale thermique à flamme comportant : - un ensemble (102) chaudière (103) et auxiliaires, avec une alimentation en combustible (GC), source de chaleur d'un circuit d'un fluide en phase vapeur sur une partie dudit circuit, ladite vapeur alimentant - une turbine (114) à une pression (P) et une température (T), reliée à un alternateur produisant une puissance électrique (W), l'alimentation en vapeur étant déterminée par l'ouverture (SR) de soupapes réglantes en amont de ladite turbine (114), système comprenant : - une boucle de régulation de pression de vapeur (P), - une boucle de régulation de puissance électrique (W), avec au moins une boucle basée sur une commande de modèle interne de la centrale, l'une considérant un retard pur τ d'un paramètre du modèle interne, une variable de chaque boucle servant de perturbation dans l'autre.

Description

Système de commande pour régulation multivariable de centrale thermique à flamme
DOMAINE TECHNIQUE GENERAL
L'invention concerne un système de commande de centrale thermique à flamme pour la génération d'électricité à partir de combustible.
L'invention concerne plus précisément un dispositif de commande d'une telle centrale permettant de faire du suivi de puissance tout en s' assurant que certains critères de l'état de la vapeur surchauffée sont respectés, ainsi qu'une centrale thermique comportant un tel système, et un procédé de commande d'une centrale thermique par la mise en oeuvre d'un tel système de commande.
L'invention pourra s'appliquer par exemple à une centrale thermique à charbon.
ETAT DE L'ART
La commande d'une centrale thermique à flamme doit prendre en compte plusieurs variables du système physique.
Une centrale thermique, dont la figure 1 présente une illustration schématique, permet de produire de l'électricité à partir d' une source de chaleur alimentée en combustible. La production de chaleur est régie par l'alimentation en combustible GC de la source de chaleur, ici une chaudière 103. Cette chaleur est transmise à un fluide de travail circulant dans un circuit afin de le faire passer de l'état liquide à l'état gazeux, de sorte que ce fluide de travail est en phase vapeur sur une partie du circuit. Des soupapes réglantes dont l'état est défini par leur ouverture SR permettent de régler l'alimentation d'une turbine 114. A son entrée, l'état de la vapeur est défini par une certaine pression P et une certaine température T. La vapeur permet la rotation de la turbine 1 14 qui est mécaniquement reliée à un alternateur 1 16, ce dernier produisant ainsi une puissance électrique W.
La centrale illustrée sur la figure 1 sera décrite plus en détail dans la suite de la description.
L'approche la plus traditionnelle pour réaliser la commande d'une telle centrale thermique consiste à utiliser différents régulateurs monovariables de type PI (proportionnel intégral) coordonnés. Un régulateur PI est une régulation en boucle fermée qui permet la régulation de l'erreur entre une consigne et une mesure d'une valeur. Le régulateur PI exerce sur l'erreur une doucle action proportionnelle - il multiplie l'erreur par un facteur fixé, le gain, - et intégrale - il intègre l'erreur sur un certain intervalle de temps et divise la valeur intégrée par un autre facteur fixé. Ainsi chaque régulateur de variable du système a une entrée et une sortie.
Or le système considéré est de nature multivariable - c'est-à-dire qu'au moins une entrée exerce une influence sur plusieurs sorties. Des systèmes multivariables avec de tels régulateurs monovariables voient leur stabilité fortement affectée dans le temps. Ce même caractère multivariable rend le paramétrage difficile. Par ailleurs, le comportement des centrales thermiques varie entre haute et basse charge. Les réglages doivent donc répondre à des critères de robustesse que ces régulateurs monovariables ne permettent pas.
II est également possible d'utiliser des régulateurs multivariables de type Hoo. Cette méthode permet la conception de commandes optimales selon une norme mathématique pour des systèmes li néai res. Cependant, le comportement d'une centrale thermique à flamme commandée par un tel système ne donne pas entièrement satisfaction.
Une autre approche présente dans l'état de l'art consiste à mettre en œuvre une commande prédictive. Or une telle commande nécessite le calcul en temps réel du minimum d' une fonction quadratique de coût. La capacité de calcul et la mémoire nécessaires ne sont souvent pas disponibles sur les installations existantes. De plus, cette approche nécessite de lourds moyens pour être mise en place.
Un obj ectif de l'i nvention est donc de proposer un système de commande de centrale thermique permettant de pallier ces inconvénients.
Un objectif de l'invention est donc plus précisément de proposer un système de commande de centrale thermique offrant une régulation permettant une bonne dynamique en puissance, présentant des caractéristiques intéressantes de robustesse, de stabilité et de rapidité.
Un autre objectif de l'invention est que ce système de commande puisse être faci lement mis en place dans les centrales thermiques à flamme existantes. DESCRIPTION DE L'INVENTION
L'invention propose de remplir ces objectifs.
A cet effet, on propose selon un premier aspect un système de commande pour la régulation multivariable d'une centrale thermique à flamme pour la génération d'électricité à partir de combustible comportant :
un ensemble comprenant une chaudière et ses auxiliaires faisant l'objet d'une alimentation en combustible pour servir de source de chaleur à un circuit de fluide de travail de sorte que celui-ci soit en phase vapeur sur une partie dudit circuit,
une turbine alimentée par ladite vapeur à une pression de vapeur et à une température, ladite turbine étant mécaniquement reliée à un alternateur électrique produisant une puissance électrique, l'alimentation en vapeur de ladite turbine étant déterminée par l'ouverture de soupapes réglantes situées en amont de ladite turbine, ledit système comprenant :
o une boucle de régulation d'une pression de vapeur ayant une variable de commande et une consigne,
o une boucle de régulation de puissance électrique ayant une variable de commande et une consigne,
et au moins une des boucles de régulation est basée sur une commande de type modèle interne prenant en compte un retard pur τ d'un des paramètres du modèle interne de la centrale, et pour chacune des boucles de régulation, une variable d'une boucle étant prise en compte en tant que perturbation dans l'autre boucle.
L'invention selon le premier aspect est avantageusement complétée par les caractéristiques suivantes, prises seules ou en une quelconque de leurs combinaisons techniquement possible :
la boucle de régulation de pression de vapeur comporte une chaîne de rejet de perturbation pour prendre en compte une variable de la boucle de régulation de puissance électrique en tant que perturbation ;
la variable de la boucle de régulation de puissance électrique prise en compte en tant que perturbation dans ladite boucle de régulation de pression de vapeur est l'ouverture des soupapes réglantes en amont de la turbine ; la boucle de régulation de pression de vapeur comporte une chaîne de modélisation d'une fonction de transfert entre l'alimentation en combustible et la contribution à la pression de vapeur de l'alimentation en combustible, ladite chaîne de modélisation ne prenant pas en compte la variable de la boucle de régulation de puissance électrique prise en compte dans ladite boucle de régulation de pression de vapeur en tant que perturbation ;
le retard pur τ est pris en compte dans la boucle de régulation de pression de vapeur dans la chaîne de modélisation de la fonction de transfert entre l'alimentation en combusti ble et la contribution à la pression de vapeur de l'alimentation en combustible ;
la chaîne de modélisation d'une fonction de transfert entre l'alimentation en combusti ble et la contribution à la pression de vapeur de l'alimentation en combustible est de la forme G-| (s) · e_T s> avec G-| (s) une fonction stable du premier ordre ;
- la boucle de régulation de pression de vapeur comporte une chaîne de détermination d'une variable de commande sans perturbation pour déterminer une variable de commande sans perturbation à partir d'une consigne de pression de vapeur.
la variable de commande de la boucle de régulation de pression de vapeur est l'alimentation en combustible obtenue par la sortie de la chaîne de détermination de la variable de commande sans perturbation à laquelle est soustraite la sortie de la chaîne de rejet de perturbation ;
le système comporte une chaîne de détermination de la variable de commande sans perturbation, une chaîne de rejet de perturbation et une chaîne de modélisation d'une fonction de transfert entre l'alimentation en combustible et la contribution à la pression de vapeur de l'alimentation en combustible de la forme
G-| (s) · e~T s> avec G-| (s) une fonction stable du premier ordre et dans lequel:
o la chaîne de détermination de la variable de commande sans perturbation est constituée par une fonction de transfert prenant en entrée une consigne de pression de vapeur, fonction du type G-| "1 (s) · F-| (s), avec F^s) un filtre d'ordre supérieur ou égal à l'ordre de G1 (s), et o la chaîne de rejet de perturbation est constituée par une
-1
fonction de transfert G-| (s) · F2(s), avec F2(s) un filtre d'ordre supérieur ou égal à l'ordre de G1 (s);
la boucle de régulation de pression de vapeur comporte une boucle de retour sans retard, pour prendre en compte, dans la détermination de l'alimentation en combustible, la partie de ladite chaîne de modélisation d'une fonction de transfert entre l'alimentation en combustible et la contribution à la pression de vapeur de l'alimentation en combustible qui est indépendante du retard pur τ ;
la variable de la boucle de régulation de pression prise en compte dans ladite boucle de régulation de puissance électrique en tant que perturbation est la pression de vapeur ;
la boucle de régulation de puissance électrique comporte un régulateur proportionnel intégral et une chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne pour prendre en compte une variable de la boucle de régulation de pression de vapeur en tant que perturbation ;
l'ouverture des soupapes réglantes en amont de la turbine est obtenue par la sortie du régulateur proportionnel intégral à laquelle est soustraite la sortie de la chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne de la boucle de régulation de la puissance électrique ;
- des paramètres de la boucle de régulation basée sur une commande de type modèle interne sont estimés en ligne par une méthode de régulation adaptative, ladite régulation adaptative prenant en entrée des variables du système de commande.
Selon un second aspect, l'invention propose une centrale thermique à flamme comportant
- un ensemble comprenant une chaudière et ses auxiliaires faisant l'objet d'une alimentation en combustible pour servir de source de chaleur à un circuit de fluide de travail de sorte que celui-ci soit en phase vapeur sur une partie dudit circuit,
- une turbine alimentée par ladite vapeur à une pression de vapeur et à une température, ladite turbine étant mécaniquement reliée à un alternateur électrique produisant une puissance électrique, l'alimentation en vapeur de ladite turbine étant déterminée par l'ouverture de soupapes réglantes situées en amont de ladite turbine, - un système de commande selon le premier aspect. Selon un troisième aspect, l'invention propose un procédé de commande d'une centrale thermique à flamme selon le second aspect, dans lequel :
la pression de vapeur est régulée par une boucle de régulation d'une pression de vapeur, et
- la puissance électrique est régulée par une boucle de régulation de puissance électrique,
au moins une des boucles de régulation étant basée sur une commande de type modèle interne prenant en compte un retard pur τ d'un des paramètres du modèle interne de la centrale, et pour chacune des boucles de régulation, une variable d'une boucle étant prise en compte en tant que perturbation dans l'autre boucle.
PRESENTATION DES FIGURES
D'autres aspects, buts et ava ntages de la présen te i nven tio n apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit. L'invention sera a ussi mieux com prise en référence à cette descri ption consi dérée conjointement avec les dessins annexés, donnés à titre d'exemples non limitatifs et sur lesquels :
la figure 1 est un schéma synthétique d'une centrale thermique à flamme connue de l'homme du métier,
la figure 2 représente un schéma de régulation de pression de vapeur surchauffée P selon un premier mode de réalisation du système selon l'invention,
la figure 3 représente un schéma de régulation de pression de vapeur surchauffée P selon un deuxième mode de réalisation du système selon l'invention,
la figure 4 est un schéma de régulation de puissance électrique produite W correspondant aux deux modes de réalisation du système selon l'invention,
- la figure 5 est un schéma de régulation adaptative correspondant au premier mode de réalisation du système selon l'invention,
les figures 6A et 6B sont des courbes d'évolution temporelle de plusieurs grandeurs en réponse à un échelon de production de puissance électrique à titre de comparatif entre un système de commande selon le premier mode de réalisation de l'invention et un système de type H∞. La présente invention est décrite de manière détaillée ci-dessous dans le cadre particulier mais non limitatif d'un système de commande d'une centrale thermique à charbon. DESCRIPTION DETAILLEE
La figure 1 est un schéma synthétique et simplifié d' une centrale thermique à flamme 100. Les flèches à trait plein 107 représentent la circulation du fluide de travail tant en phase liquide que gazeuse. Ce fluide de travail est un fluide caloporteur qui est le plus souvent de l'eau. Ainsi, dans un souci de simplification, le fluide de travail est de l'eau dans la présente description. Le principe de fonctionnement simplifié est le suivant.
L' ali mentation en combusti ble GC provoque l' acheminement du combusti ble vers l'ensemble 1 02 comprenant la chaudière 1 03 et ses auxiliaires. Le combustible subit un traitement, puis la combustion proprement dite. La combustion du combustible dégage de la chaleur, représentée par les flèches blanches 105, qui est notamment transférée à l'eau qui circule dans les tubes d'un échangeur 104. Cette eau passe alors à l'état vapeur. Le ballon 106 sépare l'eau liquide de la vapeur, cette dernière partant dans un ensemble de surchauffeurs 108. Les surchauffeurs 108 peuvent être sujets à des injections supplémentaires d'eau via le système d'injection d'eau 1 10, dont un des actionneurs permet la commande d'injection d'eau de désurchauffe de surchauffe QDSHT-
Dans les surchauffeurs de l'ensemble 108, la température et la pression de l'eau augmentent fortement. L' eau passe alors à l' état de vapeur surchauffée. Cette vapeur est acheminée vers la turbine 1 14, en passant par des soupapes réglantes 112 situées en amont du premier corps de la turbine et dont l'ouverture est définie par le paramètre SR. Entre les soupapes réglantes 112 et la turbine 114, la vapeur surchauffée a une température T et une pression P.
Une fois dans le corps haute pression HP de la turbine, la vapeur subit une détente, détente qui permet la rotation des roues de la turbine. L'eau repasse ensuite dans le système 108, à travers un resurchauffeur, avant de rejoindre le corps moyenne pression MP, puis le corps basse pression BP de la turbine. Dans les corps MP et BP un phénomène similaire de détente permet également la rotation des roues de la turbine 1 14. La rotation entraîne l'alternateur électrique 116, produisant ainsi une puissance électrique W. La vapeur détendue ayant traversé la turbine est admise dans le condenseur 118, où elle est refroidie. Elle passe alors à l'état liquide et pourra commencer un nouveau cycle.
La demanderesse a constaté que les centrales thermiques à flamme sont régies par des équations non linéaires dont des systèmes de commande de l'état de la technique font une approximation linéaire qui n'est pas satisfaisante. Cette non-linéarité résulte notamment du retard pur qui affecte l'effet de l'alimentation en combustible GC sur les grandeurs à contrôler.
Par ailleurs l'alimentation en combustible GC présente des oscillations lors de fortes demandes de puissance, ce qui entraîne une forte sollicitation de la chaudière 1 03 et des organes de dépollution présents au niveau de l'évacuation de la chaudière 103.
La demanderesse a constaté que l'invention permet d'obtenir une alimentation en combustible qui n'entraîne pas des sollicitations de la chaudière et des organes de dépollution trop fortes afin de prolonger leur durée de vie. Par ailleurs, l'invention permet de circonvenir aux problèmes inhérents à la présence d'un retard résultant de l'acheminement, du traitement et du chauffage éventuel du combustible.
Un premier mode de réalisation de l'invention dans le cas d'un système de commande d'une centrale thermique à charbon est illustré par les figures 2 et 4.
Selon ce mode de réalisation, le système de commande concerne une centrale thermique à charbon dont le fonctionnement correspond à la figure 1 décrite ci-dessus. Le système à contrôler est de type multivariable.
Les entrées de ce système sont :
l'ouverture des soupapes réglantes en amont de la turbine SR(t), - l'alimentation en charbon GC(t),
l'injection d'eau de désurchauffe de surchauffe QDsm-(t).
Les sorties de ce système sont :
la puissance électrique produite W(t),
la pression de vapeur surchauffée P(t),
- la température de vapeur surchauffée T(t). L'identification du comportement dynamique du système découle d'équations linéarisées issues de lois physiques :
Pour la puissance électrique W :
W(t) = a . SR(t) + b . P(t)
W dépend donc linéairement de l'ouverture des soupapes réglantes SR et de la pression de vapeur P, pression de vapeur surchauffée dans ce mode de réalisation. Les coefficients a et b sont des coefficients définis d'après des considérations expérimentales, les caractéristiques de la centrale thermique et selon des considérations de sécurité, d'efficacité et de durée de vie des installations. Par exemple, a et b peuvent respectivement avoir comme valeurs possibles 0,77 et 3,4.
Pour la pression de vapeur surchauffée P,
T2-P2(t) + P2(t) = K2-SR(t)
T1; Ki, T2 et K2 et le retard pur τ sont des constantes. Elles sont définies d'après des considérations expérimentales, les caractéristiques de la centrale thermique et selon des considérations de sécurité, d'efficacité et de durée de vie des installations. Par exemple, des valeurs possibles de ces constantes sont respectivement ΤΊ = 190 ; KT = 1,8 ; T2 = 193 ; K2 = -0,326 et τ = 100. P1(t) et P2(t) représentent respectivement la contribution de l'alimentation en combustible GC et de l'ouverture des soupapes réglantes SR à la pression de vapeur P.
- Pour la température de vapeur surchauffée (T) :
a2 ■ ï(t ) + a T(t ) + T(t) = K3 - QDSHT (t) + K4GC(t -τ) + Κ5· SR(t ) + K6 -P(t)
Selon ce mode de réalisation de l'invention, il s'agit d'adapter la méthode de commande de modèle interne à la centrale, qui est définie en ce que le système de commande de la centrale doit comprendre une représentation du processus physique à contrôler.
Le présent mode de réalisation de l'invention comprend :
une boucle de régulation 200 de pression de vapeur surchauffée P, représentée sur la figure 2, une boucle de régulation 400 de puissance électrique W, représentée sur la figure 4.
Pour chacune des boucles de régulation 200, 400, une variable d' une boucle est prise en compte en tant que perturbation dans l'autre boucle. En outre, chacune desdites boucles comporte une variable de commande dont l'action permet de réguler le comportement de la centrale.
La figure 2 représente ainsi une boucle de régulation 200 de pression de vapeur surchauffée P correspondant au premier mode de réalisation de l'invention décrit. La boucle de régulation 200 comporte une chaîne de rejet de perturbation 202, une chaîne de détermination de la variable de commande sans perturbation 204 et une chaîne de modélisation 206 d' une fonction de transfert HGC-PI entre l'alimentation en combustible GC et la contribution P1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en combustible GC.
On entendra par chaîne de rejet de perturbation dans la présente description un élément de boucle de régulation prenant en compte par son entrée une variable considérée comme une perturbation dans ladite boucle de régulation dans le but de la rejeter, c'est-à-dire de s'affranchir de son effet, par sa prise en compte en amont de la détermination de la variable de commande de ladite boucle de régulation.
La boucle de régulation 200 a pour entrée la pression de référence PREF en tant que pression de consigne dont la valeur est notamment fixée d'après les caractéristiques de la centrale thermique et selon des considérations de sécurité, d ' efficacité et de durée de vie des i nstallations. La boucle de régulation 200 a pour sortie la pression de vapeur surchauffée P et prend en compte en tant que perturbation à rejeter l'ouverture des soupapes réglantes SR en amont de la turbine1 14.
Sur le schéma fonctionnel de la figure 2 est représentée une chaîne réelle 208 dont les fonctions de transfert HGC-PI et HSR-P2 représentent le fonctionnement réel des installations de la centrale thermique 100 telles que décrites sur la figure 1 . Cette représentation de la chaîne réelle 208 décompose la pression de vapeur surchauffée P en deux composantes P1 et P2. La première composante de la pression P1 est la composante dépendante de l'alimentation en charbon GC qui ne prend pas en compte l'ouverture des soupapes réglantes SR. P1 représente donc la contribution de l'alimentation en combustible GC à la pression de vapeur P. La seconde composa nte de la pression P2 est la composante dépendante de l'ouverture des soupapes réglantes SR. P 2 représente donc la contribution de l'ouverture des soupapes réglantes SR à la pression de vapeur P.
La chaîne réelle 208 est ici composée de deux fonctions de transfert. La fonction de transfert HGC-PI est la fonction liant l'alimentation en combustible GC à la contribution P1 de celle-ci à la pression de vapeur P . La fonction de transfert HSR-P2 est la fonction liant l'ouverture des soupapes réglantes SR à la contribution P2 de celle-ci à la pression de vapeur P .
La chaîne de modélisation 206 modélise la fonction de transfert HGC-PI entre l'alimentation en charbon GC et la contribution P 1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en charbon GC. Cette chaîne de modélisation 206 ne prend pas en compte l'ouverture des soupapes réglantes SR qui provient de la boucle de régulation 400 de puissance W.
La boucle de régulation 200 de pression de vapeur P prend en compte un retard pur τ. Le retard pur τ entre l'alimentation en charbon GC et la pression P est pris en compte dans la chaîne de modélisation 206 de la fonction de transfert HGC-PI entre l'alimentation en charbon GC et la contribution P1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en combustible GC. La modélisation de la fonction de transfert HGC-PI est de la forme G^s) · e" τ s, avec G^s) une fonction stable du premier ordre, inversible. De façon courante pour l'homme du métier et pour la présente description, les fonctions ayant s pour variable sont des transformées de Laplace.
La grandeur en sortie de la chaîne de modélisation 206 est soustraite à la pression de vapeur P pour obteni r l'entrée de la chaîne de rejet de perturbation 202.
La chaîne de détermi nation de la va riable de comma nde sans perturbation 204 est constituée par une fonction de transfert prenant en entrée une consigne de pression de vapeur de référence PREF, fonction du type G! 1 (s) ·
F s), avec F s) un filtre du type - , avec λ, > 0 et n supérieur à
(l + λ, - s)" 1
l'ordre de d"1 (s).
La chaîne de rejet de perturbation 202 est constituée par une fonction de transfert G^ is) · F2(s), avec F2(s) un filtre du type - , avec λ. > 0
(î + V *)
et m supérieur à l'ordre de Gi'1 (s). Son résultat est soustrait à celui de la chaîne de détermination de la variable de commande sans perturbation 204 pour obtenir l'alimentation en charbon GC.
En synthèse, dans le système représenté sur la figure 2, une consigne de pression de référence PREF passe par u ne fonction de transfert d u type G 1 (s) - F1 (s) , puis est soustrait, de la sortie de cette fonction de transfert, la sortie de la chaîne de rejet de perturbation 202.
L'alimentation en combustible GC résultante est alors prise comme entrée d'une fonction de transfert HGC-PI dont la sortie est additionnée avec la sortie d'une fonction de transfert HSR-P2 prenant en entrée l'ouverture des soupapes réglantes SR.
L'addition de ces sorties, qui représentent les contributions respectives P1 et P2 de l'alimentation en combustible GC et de l'ouverture des soupapes réglantes SR à la pression P , est donc cette même pression P , puisque P=P1 +P2. A la pression P est alors soustraite la sortie d'une fonction de transfert de modélisation 206 du type G1 ( s)■ T 's prenant comme entrée l'alimentation en combustible GC.
Le résultat de cette soustraction est une entrée pour la fonction de transfert de rejet de perturbation 202 du type G '( s) - F2( s) , dont la sortie est so u s t ra i te à l a s o r ti e d e l a fo n c ti o n d e t ra n sfe rt 204 d u ty pe G 1 (s)■ Fj (s) prenant en entrée la consigne de pression de référence PREF, ainsi qu'indiqué plus haut
La figure 4 représente une boucle de régulation 400 de puissance électrique W correspondant au mode de réalisation décrit. La boucle de régulation 400 de puissance électrique comporte un régulateur proportionnel intégral 402 et une chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne 404.
La boucle de régulation 400 prend en entrée la consigne de puissance électrique WREF, dont la valeur est fixée notamment en fonction de la charge de la centrale et de la demande en électricité, et également en fonction des caractéristiques physiques de la centrale.
La boucle de régulation 400 a pour sortie la puissance électrique W et prend en compte en tant que perturbation la pression de vapeur surchauffée P, qui est une variable de la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P . Sur le schéma fonctionnel de la figure 4 est représentée une chaîne réelle 406 dont les fonctions représentent le fonctionnement réel des installations d e la centrale thermique 100 telles que décrites sur la figure 1 sous la forme d'une fonction de transfert HSR-W entre l'ouverture des soupapes réglantes SR et la puissance électrique W.
Le régulateur proportionnel intégral 402 prend ainsi en entrée l'écart ε entre la consigne de puissance électrique WREF et la puissance électrique W produite par la centrale.
Une chaîne de rej et de perturbation et d ' antici pation de suivi de consigne 404 a en entrée la consigne de puissance électrique de référence WREF et la pression de vapeur P, cette dernière variable étant prise en compte en tant que perturbation à rejeter. La pression de vapeur P est mulipliée par le coefficient b du modèle interne de la centrale qui relie la pression de vapeur P à la puissance électrique W dans l'équation W(t)=a. SR(t) + b.P(t). Le résulat est soustrait à la consigne de puissance électrique de référence WREF.
Le résultat de cette soustraction est ensuite divisé par le coefficient a du modèle interne de la centrale qui relie l'ouverture des soupapes réglantes SR à la puissance électrique W dans l'équation W(t)=a. SR(t) + b.P(t).
L'ouverture des soupapes réglantes SR en amont de la turbine 1 14 est obtenue par la sortie du régulateur proportionnel intégral 402 à laquelle est soustraite la sortie de la chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne 404 de la boucle de régulation 400 de la puissance électrique W.
La régulation de puissance électrique W représentée par la boucle de régulation 400 s'effectue donc par des antici pations sur la consigne de puissance WREF et la pression de vapeur surchauffée P . En effet, l'équation régissant le comportement de la puissance électrique montre qu'il n'y a pas d'effet de dynamique.
En synthèse, dans le système illustré par la figure 4, un régulateur PI prend en entrée une consigne de puissance électrique de référence WREF à laquelle est soustraite la puissance électrique W ; ce régulateur permet de rejeter les erreurs de modélisation de la puissance électrique W.
La consigne de puissance électrique de référence WREF, à laquelle est soustraite la pression de vapeur P multipliée par b, est également divisée par le coefficient a dans une chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne 404.
Le résultat de cette chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne 404 est soustrait à la sortie du régulateur PI pour donner l'ouverture des soupapes réglantes SR.
L'ouverture des soupapes réglantes SR est une entrée pour une fonction de transfert HSR-W du système à commander et qui a pour sortie la puissance électrique W.
Comme décrit plus haut, le système de commande que décrit l'invention repose sur des modèles du processus mis en œuvre dans une centrale thermique à flamme. Les différents paramètres de ces modèles peuvent découler de mesures sur site. Pour identifier les fonctions de transfert HGC-PI et HSR-PI de la boucle de régulation 200 de la pression de vapeur P, on pourra par exemple appliquer la méthode de Strejc. Pour la fonction de transfert HSR-W de la puissance électrique produite W, il est possible d' utiliser la méthode des moindres carrés.
La présente invention possède en outre comme avantage de permettre l'application de la régulation adaptative, ainsi qu'illustrée par la figure 5 décrite ci-après, à la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P . L'estimation en ligne des paramètres peut être effectuée par exemple par la méthode ARX (de l'anglais Auto Régressive model with eXternal inputs pour modèle auto-régressif avec entrées externes).
Le contrôle de la température de la vapeur surchauffée T est effectué par un régulateur de type H∞, car la modélisation dynamique de la température est peu fiable. La robustesse intrinsèque du régulateur H∞ est donc intéressante dans ce cas précis.
Les différentes lois de régulation sont ensuite associées de manière à aboutir à un pilotage multivariable coordonné des grandeurs à contrôler. Un second mode de réalisation de la présente invention correspond à un système équivalent à celui décrit dans le premier mode de réalisation, en substituant à la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P réprésentée sur la figure 2 la boucle de régulation 300 de pression de vapeur P représentée sur la figure 3. La figure 3 représente ainsi une boucle de régulation 300 de pression de vapeur surchauffée P correspondant à un second mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessous. La boucle de régulation 300 comporte une chaîne de rejet de perturbation 302, une chaîne de détermination de la variable de commande 304, une chaîne de modélisation 306 d'une fonction de transfert HGC- PI entre l'alimentation en combustible GC et la contribution P1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en combustible GC et une boucle de retour sans retard 316.
La boucle de régulation 300 a pour entrée la pression de référence PREF en tant que pression de consigne dont la valeur est fixée notamment d'après les caractéristiques de la centrale thermique et selon des considérations de sécurité, d'efficacité et de durée de vie des installations.
La boucle de régulation 300 a pour sortie la pression de vapeur surchauffée P et considère en perturbation à rejeter l'ouverture des soupapes réglantes SR en amont de la turbine 1 14. Sur le schéma fonctionnel de la figure 3 est représentée une chaîne réelle 308 dont les fonctions HGC-PI et HSR-P2 représentent le fonctionnement réel des installations de la centrale thermique 100 telles que décrites sur la figure 1 . Cette représentation de la chaîne réelle 308 décompose la pression de vapeur surchauffée P en deux composantes P1 et P2. La première composante de la pression P1 est la composante dépendante de l'alimentation en charbon GC qui ne prend pas en compte l'ouverture des soupapes réglantes SR. La seconde composante de la pression P2 est la composante dépendante de l'ouverture des soupapes réglantes SR qui ne prend pas en compte l'alimentation en charbon GC.
La chaîne réelle 308 est ici composée de deux fonctions de transfert. La fonction de transfert HGC-PI est la fonction liant l'alimentation en combustible GC à la contribution P1 de celle-ci à la pression de vapeur P . La fonction de transfert HSR-P2 est la fonction liant l'ouverture des soupapes réglantes SR à la contribution P2 de celle-ci à la pression de vapeur P .
La chaîne de modélisation 306 modélise une fonction de transfert HGC-PI entre l'alimentation en charbon GC et la contribution P 1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en charbon GC. Cette chaîne de modélisation 306 ne prend pas en compte la variable SR qui provient de la boucle de régulation 400 de puissance W. La boucle de régulation 300 de pression de vapeur P prend en compte un retard pur τ. Le retard pur τ est pris en compte dans la chaîne de modélisation 306 , c haîne de modéli sa tio n d ' u ne fo nctio n de tra nsfert HGC-PI entre l'alimentation en combustible GC et la contribution P1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en combustible GC.
La modélisation de la fonction de transfert HGC-PI entre GC et P1 est de la forme G^s) · e" τ s, avec G^s) une fonction stable du premier ordre, inversible. Elle est cependant décomposée en deux fonctions de transfert G^s) et e" τ s, G^s) située en amont de e" τ s sur la chaîne de modélisation 306, G^s) étant la composante indépendante du retard pur τ et e" τ s la composante correspondant au retard pur. La grandeur en sortie de la chaîne de modélisation 306 est soustraite à la pression de vapeur P pour obtenir l'entrée de la chaîne de rejet de perturbation 302.
La boucle de régulation 300 de pression P comporte une boucle de retour sans retard 31 6 prenant en entrée la grandeur en sortie de la fonction de transfert G^s) de la chaîne de modélisation 306 correspondant à la composante de la modélisation indépendante du retard pur τ. Cette grandeur en sortie à donc pour valeur G^s) · GC(s) . Cette dernière valeur est soustraite par la boucle de retou r sans reta rd 3 1 6 à la consig ne de pressio n de vapeu r surchauffée PREF au niveau de la chaîne de détermination 304 de la variable de commande. La chaîne de rejet de perturbation 302 modélise une fonction de transfert R2(s) appliquée à la pression de vapeur P . La fonction de transfert R2(s) définit la réponse à des perturbations. R2( s ) e s t d e l a fo r m e l - M(s) - e-L s .
Elle vérifie les conditions suivantes :
les zéros de la fonction 1 - M(s) · e" L s doivent compenser les pôles les plus lents de G^s),
- M(0) = 1 ,
Les pôles de M(s) sont placés de manière à obteni r la dynamique souhaitée.
Son résultat est so ustrai t à la consi g ne de pression de va peur surchauffée PREF.
La chaîne de détermination de la variable de commande 304 prend en entrée la consigne de pression de vapeur surchauffée PREF. A la consigne de pression de vapeur surchauffée PREF sont soustraits le résultat de la chaîne de rejet de perturbation 302 et le résultat de la boucle de retour sans retard 316. L'alimentation en combustible GC est obtenue à partir de l'application d'une fonction de transfert R^s) à la grandeur résultant de ces comparaisons. Cette fonction de transfert R^s) de la chaîne de détermination de la variable de commande 306 définit la dynamique du suivi de consigne et peut être par exemple un régulateur de type PID (proportionnel intégral dérivé) .
En synthèse, dans le système représenté sur la figure 3, à une consigne de pression de référence PREF est soustrait la sortie d'une chaîne de rejet de perturbation 302, puis est soustrait la sortie d'une boucle sans retard 316. Le résultat à l'issue de ces deux soustractions passe par une fonction de transfert RÏ (S) pour donner l'alimentation en combustible GC.
Cette alimentation en combusti ble GC passe par une fonction de transfert HGC-PI du système à commander pour donner la contribution P1 de l'alimentation en combustible GC à la pression de vapeur P .
L'ouverture des soupapes réglantes S R passe par une fonction de transfert HSR-P2 du système à commander pour donner la contribution P2 de l'ouverture des soupapes réglantes SR à la pression de vapeur P .
La somme des contributions respectives P1 et P2 de l'alimentation en combustible GC et de l'ouverture des soupapes réglantes SR donne la pression de vapeur P.
L'alimentation en combustible GC passe par une fonction de transfert G^s), dont la sortie est d'une part retournée par la boucle sans retard 316 ainsi qu'évoqué plus haut, et d'autre part est une entrée pour une fontion de transfert e"T s dont la sortie est soustraite à la pression de vapeur surchauffée P . Le résultat de cette soustraction passe par une fonction de transfert R2(s) de la chaîne de rejet de perturbation 302 dont la sortie est soustraite à la consigne de pression de référence PREF, ainsi qu'indiqué plus haut.
La figure 5 illustre la possibilité de mise en œuvre d' une régulation adaptative connue de l' homme du métier dans le cadre du premier mode de réalisation . Elle présente ai nsi de manière non li mi tative une possi ble application d ' une régulation adaptative à la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P.
La figure 5 présente ainsi une régulation adaptative prenant en entrée des variables du système, possiblement présentes dans la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P , telles que l' alimentation en combustible GC, l'ouverture des soupapes réglantes SR, et la pression de vapeur P.
A partir de la mesure de ces variables, la régulation adaptative peut réaliser une estimation en ligne de paramètres de la boucle de régulation 200 de pression de vapeur P , par exemple ceux présents dans les fonctions de tra nsfert de la chaîne de rej et de perturbatio n 202 , de la c haîne de détermination de la variable de commande sans perturbation 204, et de la chaîne de modélisation 206 d'une fonction de transfert HGC-PI entre l'alimentation en combustible GC et la contribution P1 à la pression de vapeur P de l'alimentation en combustible GC. La mesure des variables d 'entrées, réalisée régulièrement, permet d'actualiser les valeurs pri ses pa r les paramètres estimés en ligne par la régulation adaptative.
L'estimation en ligne des paramètres peut être effectuée par exemple par la méthode ARX (de l'anglais Auto Régressive model with eXternal inputs pour modèle auto-régressif avec entrées externes) . Une régulation adaptative équivalente est possible pour le second mode de réalisation de l'invention dont les particularités sont présentées figure 3.
Les figures 6A et 6B présentent un comparatif entre les réponses d'une centrale à charbon commandée au moyen du système de commande selon le premier mode de réalisation de l'invention et d'un système de commande suivant des régulateurs de type H∞.
La figure 6A présente la comparaison des régulations selon l'invention en trait continu et avec les régulations de type H∞ en trait discontinu en termes de puissance électrique produite W et de pression de vapeur P , en réponse à des échelons de consigne de puissa nce électrique W. Le système selon l'invention permet un meilleur suivi de puissance W, notamment plus rapide, tout en limitant les oscillations. La pression de vapeur P est mieux régulée dans la mesure où elle oscille moins par rapport à une consigne de 1 55 bar.
La figure 6B présente la comparaison des régulations selon l'invention en trait continu et avec les régulations de type H∞ en trait discontinu en termes d ' ali mentation en combusti ble GC et d ' ouverture des soupapes réglantes SR en réponse aux mêmes échelons de puissance électrique que dans la figure 6A. Le système selon l' invention permet une réduction notable des oscillations de l'alimentation en combustible GC. Cette qualité de commande réduit les sollicitations de l'ensemble 102 comprenant la chaudière 103 et ses auxiliaires et permet une exploitation optimale des organes de dépollution. La régulation de la centrale thermique 100 par le système selon l'invention est ainsi plus dynamique tout en assurant une plus faible sollicitation de la chaudière 103.
Selon un second aspect, l'invention propose une centrale thermique à flamme comportant
- un ensemble 102 comprenant une chaudière 103 et ses auxiliaires faisant l'objet d'une alimentation en combustible GC pour servir de source de chaleur à un circuit de fluide de travail de sorte que celui-ci soit en phase vapeur sur une partie dudit circuit,
- une turbine 114 alimentée par ladite vapeur à une pression P de vapeur et à une température T, ladite turbine 114 étant mécaniquement reliée à un alternateur électrique 1 16 produisant une puissance électrique W, l'alimentation en vapeur de ladite turbine 1 14 étant déterminée par l'ouverture SR de soupapes réglantes situées en amont de ladite turbine 114,
- un système de commande selon le premier aspect.
Selon un troisième aspect, l'invention propose un procédé de commande d'une centrale thermique à flamme selon le second aspect, dans lequel
- la pression de vapeur P est régulée par une boucle de régulation d'une pression de vapeur P, et
- la puissance électrique est régulée par une boucle de régulation de puissance électrique W,
les boucles de régulation étant basées sur une commande de modèle interne de la centrale, l'une des boucles de régulation prenant en compte un retard pur τ d'un des paramètres du modèle interne de la centrale, et pour chacune des boucles de régulation, une variable d ' une boucle éta nt pri se en co mpte en ta nt q ue perturbation dans l'autre boucle.
Plus généralement, le troisième aspect de l'invention concerne toute mise en oeuvre d'un système de commande selon le premier aspect dans une centrale thermique à flamme, et tout procédé de commande d'une centrale thermi flamme mis en oeuvre par le procédé de commande selon le premier aspect.

Claims

Revendications
Système de commande pour la régulation multivariable d'une centrale thermique à flamme pour la génération d'électricité à partir de combustible, ladite centrale thermique comportant :
- un ensemble (102) comprenant une chaudière (103) et ses auxiliaires faisant l'objet d' une alimentation en combustible (GC) pour servir de source de chaleur à un circuit de fluide de travail de sorte que celui-ci soit en phase vapeur sur une partie dudit circuit,
- une turbine (1 14) alimentée par ladite vapeur à une pression (P ) de vapeur et à une température (T) , ladite turbine (1 14) étant mécaniquement reliée à un alternateur électrique (1 16) produisant une puissance électrique (W) , l'ali mentation en vapeur de ladite turbine ( 1 14) étant détermi née par l'ouverture (SR) de soupapes réglantes situées en amont de ladite turbine (1 14), ledit système de commande comprenant :
- une boucle de régulation (200, 300) d une pression de vapeur (P) ayant une variable de commande et une consigne (PREF) ,
- une boucle de régulation (400) de puissance électrique (W) ayant une variable de commande et une consigne (WREF) ,
caractérisé en ce qu'au moins une des boucles de régulation (200, 300, 400) est basée sur une commande de type modèle interne, définie en ce qu'elle comporte une représentation d'un processus physique à contrôler, prenant en compte un retard pur τ d'un des paramètres du modèle interne de la centrale, et
pour chacune des boucles de régulation (200, 300, 400) , une variable d' une boucle est prise en compte en tant que perturbation dans l'autre boucle.
Système de commande selon la revendication 1 , dans lequel la boucle de régulation (200, 300) de pression de vapeur (P) comporte une chaîne de rejet de perturbation (202, 302) pour prendre en compte une variable de la boucle de régulation de puissance électrique (W) en tant que perturbation.
Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel la variable de la boucle de régulation (400) de puissance électrique (W) prise en compte en tant que perturbation dans ladite boucle de régulation de pression de vapeur (P) est l'ouverture des soupapes réglantes (SR) en amont de la turbine (1 14) .
4. Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel la boucle de régulation (200, 300) de pression de vapeur (P) comporte une chaîne de modélisation (206, 306) d'une fonction de transfert (HGC-PI ) entre l'alimentation en combustible (GC) et la contribution (P1 ) à la pression de vapeur (P) de l'alimentation en combustible (GC), ladite chaîne de modélisation (206, 306) ne prenant pas en compte la variable de la boucle de régulation (400) de puissance électrique (W) prise en compte dans ladite boucle de régulation (200, 300) de pression de vapeur (P) en tant que perturbation.
5. Système de commande selon la revendication 4, dans lequel le retard pur τ est pris en compte dans la boucle de régulation (200, 300) de pression de vapeur
(P) dans la chaîne de modélisation (206, 306) de la fonction de transfert (HGc- PI) entre l'alimentation en combustible (GC) et la contribution (P1 ) à la pression de vapeur (P) de l'alimentation en combustible (GC). 6. Système de commande selon l'une des revendications 4 ou 5, dans lequel la chaîne de modélisation (206) d'une fonction de transfert (HGC-PI) entre l'alimentation en combustible (GC) et la contribution (P1 ) à la pression de vapeur (P) de l'alimentation en combustible (GC) est de la forme G-| (s) · e_T s> avec G-| (s) une fonction stable du premier ordre.
7. Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel la boucle de régulation (200) de pression de vapeur (P) comporte une chaîne de détermination (204) d'une variable de commande sans perturbation pour déterminer une variable de commande sans perturbation à partir d'une consigne de pression de vapeur (PREF) .
8. Système de commande selon les revendications 2 et 7 en combinaison, dans lequel la variable de commande de la boucle de régulation (200) de pression de vapeur (P) est l'alimentation en combustible (GC) obtenue par la sortie de la chaîne de détermination (204) de la variable de commande sans perturbation à laquelle est soustraite la sortie de la chaîne de rejet de perturbation (202) .
9. Système de commande selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le système comporte une chaîne de détermination (204) de la variable de commande sans perturbation, une chaîne de rejet de perturbation (202) et une chaîne de modélisation (206) d'une fonction de transfert (HGC-PI ) entre l'alimentation en combustible (GC) et la contribution (P1 ) à la pression de vapeur (P) de l'alimentation en combustible (GC) de la forme G-| (s) · e_T s> AVEC G-| (s) une fonction stable du premier ordre et dans lequel :
la chaîne de détermination (204) de la variable de commande sans perturbation est constituée par une fonction de transfert prenant en entrée une consigne de pression de vapeur (PREF), fonction du type G-| " 1 (s) · F-| (s), avec F^s) un filtre d'ordre supérieur ou égal à l'ordre de G1 (s), et
la chaîne de rejet de perturbation (202) est constituée par une fonction
-1
de transfert G-| (s) · F2(s), avec F2(s) un filtre d'ordre supérieur ou égal à l'ordre de G1 (s) . 10. Système de commande selon la revendication 5 , dans lequel la boucle de régulation (300) de pression de vapeur (P) comporte une boucle de retour sans retard (31 6) , pour prendre en compte, dans la détermination de l'alimentation en combustible (GC) , la partie de ladite chaîne de modélisation (306) d'une fonction de transfert entre l'alimentation en combustible (GC) et la contribution (P1 ) à la pression de vapeur (P) de l'alimentation en combustible (GC) qui est indépendante du retard pur τ.
1 1 . Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel la variable de la boucle de régulation (200, 300) de pression (P) prise en compte dans ladite boucle de régulation (400) de puissance électrique (W) en tant que perturbation est la pression de vapeur (P) .
1 2. Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel la boucle de régulation (400) de puissance électrique (W) comporte un régulateur proportionnel intégral (402) et une chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne (404) pour prendre en compte une variable de la boucle de régulation (200) de pression de vapeur (P) en tant que perturbation.
13. Système de commande selon la revendication 12, dans lequel l'ouverture des soupapes réglantes (SR) en amont de la turbine (114) est obtenue par la sortie du régulateur proportionnel intégral (402) à laquelle est soustraite la sortie de la chaîne de rejet de perturbation et d'anticipation de suivi de consigne (404) de la boucle de régulation (400) de la puissance électrique (W).
14. Système de commande selon l' une des revendications précédentes, dans lequel des paramètres de la boucle de régulation (200, 300) basée sur une commande de type modèle interne sont estimés en ligne par une méthode de régulation adaptative, ladite régulation adaptative prenant en entrée des variables (GC, SR, P) du système de commande.
15. Centrale thermique à flamme comportant :
- un ensemble (102) comprenant une chaudière (103) et ses auxiliaires faisant l'objet d' une alimentation en combustible (GC) pour servir de source de chaleur à un circuit de fluide de travail de sorte que celui-ci soit en phase vapeur sur une partie dudit circuit,
- une turbine (114) alimentée par ladite vapeur à une pression (P) de vapeur et à une température (T) , ladite turbine (114) étant mécaniquement reliée à un alternateur électrique (1 16) produisant une puissance électrique (W), l'alimentation en vapeur de ladite turbine ( 1 14) étant déterminée par l'ouverture (SR) de soupapes réglantes situées en amont de ladite turbine (114),
caractérisée en ce qu'elle comporte un système de commande selon l'une quelconque des revendications précédentes.
P rocédé de commande d'u ne centra le thermique à flam me selon la revendication 15, caractérisé en ce que :
- la pression de vapeur (P) est régulée par une boucle de régulation
(200, 300) d'une pression de vapeur (P), et - la puissance électrique est régulée par une boucle de régulation
(400) de puissance électrique (W),
au moins une des boucles de régulation (200, 300, 400) étant basée sur une commande de type modèle interne prenant en compte un retard pur τ d'un des paramètres du modèle interne de la centrale, et pour chacune des boucles de régulation (200, 300, 400), une variable d'une boucle étant prise en compte en tant que perturbation dans l'autre boucle.
EP12725356.5A 2011-05-26 2012-05-25 Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme Active EP2715074B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1154589A FR2975797B1 (fr) 2011-05-26 2011-05-26 Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme
PCT/EP2012/059898 WO2012160206A1 (fr) 2011-05-26 2012-05-25 Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2715074A1 true EP2715074A1 (fr) 2014-04-09
EP2715074B1 EP2715074B1 (fr) 2018-03-07

Family

ID=46207997

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP12725356.5A Active EP2715074B1 (fr) 2011-05-26 2012-05-25 Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20140217745A1 (fr)
EP (1) EP2715074B1 (fr)
JP (1) JP6037519B2 (fr)
KR (1) KR20140051179A (fr)
FR (1) FR2975797B1 (fr)
RU (1) RU2611113C2 (fr)
WO (1) WO2012160206A1 (fr)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110957808A (zh) * 2019-10-21 2020-04-03 国网上海市电力公司 一种hsr测控系统双母电压交互网络连接架构

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5316889B2 (fr) * 1972-08-30 1978-06-05
US4445180A (en) * 1973-11-06 1984-04-24 Westinghouse Electric Corp. Plant unit master control for fossil fired boiler implemented with a digital computer
JPS5569707A (en) * 1978-11-17 1980-05-26 Hitachi Ltd Turbine adjustment valve controlling system
JPS5593906A (en) * 1979-01-10 1980-07-16 Hitachi Ltd Controller for turbine regulating valve in pressure change operation
US4450363A (en) * 1982-05-07 1984-05-22 The Babcock & Wilcox Company Coordinated control technique and arrangement for steam power generating system
DE3228996A1 (de) * 1982-08-03 1984-02-09 Siemens AG, 1000 Berlin und 8000 München Verfahren und einrichtung zur leistungsregelung an einem kraftwerksblock
SU1569931A2 (ru) * 1988-05-13 1990-06-07 Всесоюзный Государственный Проектно-Изыскательский И Научно-Исследовательский Институт Энергетических Систем И Электрических Сетей "Энергосетьпроект" Устройство дл распределени активной мощности в энергосистеме
WO1993022599A1 (fr) * 1992-05-04 1993-11-11 Siemens Aktiengesellschaft Generateur de vapeur a circulation forcee
DE19853206C1 (de) * 1998-11-18 2000-03-23 Siemens Ag Verfahren zur Kondensatanwärmung in einem Speisewasserbehälter eines Dampfkraftwerkes
JP2004245143A (ja) * 2003-02-14 2004-09-02 Toshiba Corp 蒸気タービン制御装置および制御方法
RU2376693C2 (ru) * 2004-12-16 2009-12-20 Анил Ласанта Майкл ПЕРЕРА Снижение себестоимости многовариантной выработки электроэнергии путем использования наиболее выгодного на данный момент варианта выработки
CN101529347A (zh) * 2006-10-18 2009-09-09 西门子公司 识别有延时的调节对象的方法和装置、调节装置和计算机程序产品
JP2009085442A (ja) * 2007-09-27 2009-04-23 Babcock Hitachi Kk ボイラ制御装置のボイラ動特性整形装置およびボイラ制御方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2012160206A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
EP2715074B1 (fr) 2018-03-07
FR2975797A1 (fr) 2012-11-30
KR20140051179A (ko) 2014-04-30
FR2975797B1 (fr) 2020-01-24
RU2611113C2 (ru) 2017-02-21
WO2012160206A1 (fr) 2012-11-29
RU2013157365A (ru) 2015-07-10
JP2014522461A (ja) 2014-09-04
US20140217745A1 (en) 2014-08-07
JP6037519B2 (ja) 2016-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2545255C2 (ru) Регулирование теплового циклического процесса
CN105275509B (zh) 火电机组的汽轮机调门开度控制方法及系统
CA2868093C (fr) Commande de temperature de vapeur utilisant l'equilibrage de temperature fondee sur un modele
FR2981687A1 (fr) Systeme et dispositif pour reguler la temperature dans un generateur de vapeur a recuperation de chaleur
FR3016025A1 (fr) Combinaison d'une unite de stockage d'energie par air comprime et d'une centrale thermique
CN103781997B (zh) 用于在内燃机中调节热能利用装置的方法
FR2958025A1 (fr) Procede et installation de refrigeration en charge pulsee
EP2545330A1 (fr) Procede et installation de refrigeration en charge pulsee
EP0006040A2 (fr) Procédé de régulation du niveau d'eau dans les chaudières ou générateurs de vapeur
EP2715074A1 (fr) Systeme de commande pour regulation multivariable de centrale thermique a flamme
FR3001768A1 (fr) Installation a turbine a gaz et procede de regulation de ladite installation
FR2977911A1 (fr) Systeme de commande multivariable d'une centrale thermique a flamme
WO2011154528A1 (fr) Procédé et dispositif de démarrage ou d'arrêt d'un moteur à turbine à gaz
EP1009951B1 (fr) Procede de conduite d'une chaudiere a circulation forcee et chaudiere pour sa mise en oeuvre
US20130319403A1 (en) Method for operating a solar-thermal parabolic trough power plant
FR3028885A1 (fr) Dispositif de recuperation d'energie a cycle rankine ayant une source froide regulee et vehicule equipe d'un tel dispositif, procede de recuperation d'energie correspondant
JP2007231808A (ja) 火力発電プラントのプラント効率算出装置及び方法
EP3224553B1 (fr) Un système comportant une machine à absorption et un circuit de commande
WO2024084168A1 (fr) Systeme d'alimentation en hydrogene d'une turbomachine et dispositif de regulation d'un tel systeme d'alimentation en hydrogene
BE554964A (fr)
BE569942A (fr)
Alamoodi Nonlinear control of conventional steam power plant
EP2876382A1 (fr) Procédé et dispositif de régulation d'un système de refroidissement cryogénique
WO2013007802A1 (fr) Procede et systeme de commande d'une centrale electrique ainsi que centrale thermique
FR3051512A1 (fr) Systeme de production d'energie thermique a au moins un accumulateur de vapeur de stockage d'energie thermique provenant d'une installation solaire

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20131226

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: F01K 13/02 20060101AFI20170918BHEP

Ipc: F01K 15/00 20060101ALI20170918BHEP

Ipc: F01K 7/22 20060101ALI20170918BHEP

Ipc: F01K 7/16 20060101ALI20170918BHEP

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20171009

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 976779

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20180315

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602012043682

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 7

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20180307

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180607

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 976779

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180608

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602012043682

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180709

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20180531

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

26N No opposition filed

Effective date: 20181210

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20180607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180531

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180531

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180525

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180525

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20181201

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180531

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20120525

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180307

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180707

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20220408

Year of fee payment: 11