Способы и системы для моделирования нейронных сетей компонентов турбины

Способы и системы для моделирования нейронных сетей компонентов турбины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится, в общем, к системам управления турбиной, и, более конкретно, к способам и системам для обеспечения моделирования нейронных сетей компонентов турбины.

Уровень техники

Турбины, вырабатывающие электроэнергию, и турбины, используемые в промышленных целях, имеют системы управления, которые осуществляют мониторинг и управление их работой. Указанные системы управления содержат алгоритмы управления, которые могут управлять некоторыми или всеми рабочими аспектами турбины.

Существующие алгоритмы управления осуществляют попытку загрузки (или разгрузки) турбин, генераторов и различных других компонентов, как это может быть применимо при изменениях заданного значения загрузки с наиболее возможной скоростью, без нарушения пределов, которые способствуют безопасному функционированию. Однако в таких обычных системах и способах скорости загрузки, обычно, ограничены конструктивными ограничениями, такими как наиболее высокие напряжения, допустимые в роторе паровой турбины для регулирования срока действия, и другими рабочими ограничениями, такими как зазор между вращающимися и невращающимися частями в турбине. Если скорости загрузки для различных турбин очень высоки, то в турбинах могут быть созданы большие температурные градиенты, что приводит к высоким напряжениям и неравномерному тепловому расширению, что может привести к контактированию или трению между неподвижными и вращающимися частями. С другой стороны, малые скорости загрузки способствуют безопасному функционированию, но повышают расходы топлива и уменьшают работоспособность установки. Ввиду невозможности точного прогнозирования условий в пределах установки в обычных способах управления используют чрезмерно медленный обычный профиль, чтобы способствовать безопасной работе. Например, в соответствии с измеренными температурами металла в начале запуска, существующие элементы управления могут классифицировать запуски как запуски из горячего, теплого или холодного состояния. Каждое из этих состояний запуска использует скорости загрузки, достаточно медленные, чтобы способствовать безопасной работе при любом запуске в одной категории. Следовательно, такие способы управления могут приводить к условно оптимальной эффективности и более высоким эксплуатационным расходам.

Одним фактором эффективности турбины, например, такой как сверхпрочная газовая турбина, является зазор турбины между венцами лопаток и корпусом турбины. Если зазор турбины поддерживают на минимальном уровне, то турбина должна работать более эффективно, так как между венцами лопаток и корпусом должно выходить минимальное количество воздуха/отходящего газа. Соответственно, больший процент воздуха и газа, поступающих в турбину, будет использован для приведения в действие лопаток турбины и произведения работы.

Из-за различных тепловых и механических характеристик увеличения в размере узлов ротора турбины и корпуса турбины, зазор турбины может существенно изменяться при переходе турбины между различными стадиями работы, например от первоначального запуска до устойчивого состояния базовой загрузки. Для принятия мер в отношении состояний зазора турбины во время работы турбины в турбине может быть реализована система управления зазором. Однако для обеспечения возможности работы турбины в наиболее эффективных для нее диапазонах, может быть предпочтительным обеспечение системы управления, выполненной с возможностью динамического мониторинга и прогнозирования состояний зазора турбины и расширения компонентов.

Таким образом, существует необходимость в системах и способах, которые обеспечивают модели на основании нейронных сетей, для прогнозирования зазоров в турбине и для реализации в системе управления регулирования зазоров во время ее работы в условиях переходных процессов.

Кроме того, существует необходимость в системах и способах для моделирования нейронных сетей компонентов турбины.

Раскрытие изобретения

Согласно одному возможному варианту осуществления изобретения, предложен способ управления зазором в турбине. Способ может включать применение, по меньшей мере, одного рабочего параметра в качестве входных данных, по меньшей мере, в одну модель нейронной сети, моделирование посредством модели нейронной сети теплового расширения, по меньшей мере, одного компонента турбины и осуществление управляющего воздействия, по меньшей мере, частично на основании смоделированного теплового расширения одного или более компонентов турбины.

Согласно другому возможному варианту осуществления изобретения, предложена система для управления турбиной. Система может содержать контроллер. Контроллер может быть выполнен с возможностью определения, по меньшей мере, одного рабочего параметра, применения одного или более рабочих параметров в качестве входных данных в модель нейронной сети, моделирования посредством модели нейронной сети теплового расширения, по меньшей мере, одного компонента турбины и осуществления управляющего воздействия, по меньшей мере, частично на основании смоделированного теплового расширения одного или более компонентов турбины.

Согласно еще одному возможному варианту осуществления изобретения, предложен способ моделирования зазора турбины. Способ может включать определение первого и второго рабочего параметра, моделирования, по меньшей мере, одного параметра температуры корпуса, по меньшей мере, частично на основании первого определенного рабочего параметра и моделирования, по меньшей мере, одного параметра температуры ротора, по меньшей мере, частично на основании второго определенного рабочего параметра. Способ дополнительно может включать определение теплового расширения корпуса, применение одного или более параметров температуры корпуса в качестве входных данных в модель нейронной сети расширения корпуса, определение теплового расширения ротора, применение одного или более параметров температуры ротора в качестве входных данных в модель нейронной сети расширения ротора и определение дифференциального расширения, по меньшей мере, частично на основании разности между тепловым расширением ротора и тепловым расширением корпуса.

Эти и другие признаки вариантов осуществления изобретения станут очевидными после прочтения последующего подробного описания изобретения совместно с чертежами и приложенной формулой изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 представляет собой принципиальную схему приведенной в качестве примера известной системы управления энергоустановки с комбинированным циклом.

Фиг.2 представляет собой принципиальную схему действия контроллера для энергоустановки, согласно одному варианту осуществления изобретения.

Фиг.3 представляет собой блок-схему, которая показывает возможный процесс улучшения элементов управления системы на основании моделей в энергоустановке с комбинированным циклом, согласно одному варианту осуществления изобретения.

Фиг.4 представляет собой возможную принципиальную схему контроллера, согласно вариантам осуществления изобретения.

Фиг.5 представляет собой возможную принципиальную схему турбины, согласно вариантам осуществления изобретения.

Фиг.6 представляет собой возможную схему модели нейронной сети, выполненной посредством вариантов осуществления изобретения.

Фиг.7 представляет собой блок-схему, показывающую возможный процесс внедрения модели нейронной сети компонентов в систему управления турбины, согласно вариантам осуществления изобретения.

Фиг.8 представляет собой функциональную блок-схему, показывающую возможную компоновку модели нейронной сети компонентов для прогнозирования осевого зазора турбины, согласно вариантам осуществления изобретения.

Фиг.9 представляет собой блок-схему, показывающую возможный процесс выполнения модели нейронной сети компонентов в применении к паровой турбине, согласно вариантам осуществления изобретения.

Подробное описание изобретения

Варианты осуществления изобретения могут содержать способы и системы управления с прогнозирующими моделями и реализуемые этими способами и системами модели нейронных сетей. Варианты осуществления таких систем и способов могут усовершенствовать вычисление в реальном масштабе времени и реализацию условно оптимальных входных профилей, используемых для загрузки и разгрузки различных систем, подсистем и компонентов, в системе управления энергоустановки и усовершенствовать собственные модели, оптимизацию, целевые функции, ограничения и/или параметры в системе управления для обеспечения возможности быстрого определения системой управления усовершенствованного воздействия для достижения максимально возможных эффективности и/или работоспособности для текущего состояния энергоустановки.

В возможных вариантах осуществления изобретения могут быть смоделированы любая физическая система, система управления или свойство энергоустановки или любой подсистемы энергоустановки, включая непосредственно энергоустановку, газовый тракт и динамику газового тракта; исполнительные механизмы, исполнительные элементы или другие устройства управления, которые модифицируют или изменяют режим любой турбины или генератора; датчики, мониторы, или системы считывания; систему измерения пара или топлива; систему подачи топлива; систему смазки и/или гидравлическую систему и т.д. Модели указанных компонентов и/или систем могут быть моделями, основанными на физической сущности (включая их линейные аппроксимации). Кроме того, или в качестве альтернативы, модели могут быть основаны на определении линейной и/или нелинейной системы, нейронных сетей, и/или на комбинации всех упомянутых вариантов.

В другом возможном варианте осуществления изобретения могут быть предложены способы и системы для управления зазором в турбине. Способы могут включать применение, по меньшей мере, одного рабочего параметра в качестве входных данных, по меньшей мере, в одну нейронную сеть и т.д. Кроме того, способы могут включать моделирование посредством модели или моделей нейронной сети теплового расширения, по меньшей мере, одного компонента турбины. Более того, способы могут включать осуществление управляющего воздействия, по меньшей мере, частично на основании смоделированного теплового расширения. В подобном возможном варианте осуществления может быть обеспечена система управления турбиной. Система может быть выполнена с возможностью определения, по меньшей мере, одного рабочего параметра и применения рабочего параметра или параметров в качестве входных данных, по меньшей мере, в одну модель нейронной сети. Кроме того, система может быть выполнена с возможностью моделирования посредством модели или моделей нейронной сети теплового расширения, по меньшей мере, одного компонента турбины и осуществления управляющего воздействия, по меньшей мере, частично на основании смоделированного теплового расширения.

Варианты осуществления изобретения могут выполнять определенные технические действия или иначе способствовать определенным техническим действиям, включая, усовершенствование вычислений в реальном масштабе времени или в квазиреальном масштабе времени и реализацию входных профилей, используемых для загрузки и разгрузки различных систем, подсистем и компонентов в системе управления энергоустановки и т.д. Указанные усовершенствованные входные профили могут иметь техническое действие обеспечения возможности принятия системой управления усовершенствованного действия для достижения эффективности и/или работоспособности, заданных текущим состоянием энергоустановки. Кроме того, дополнительные варианты осуществления изобретения могут выполнять или иначе способствовать техническим действиям определения теплового расширения, по меньшей мере, одного компонента турбины, например, определения для вращающихся компонентов, посредством, по меньшей мере, одной модели нейронной сети. Это смоделированное тепловое расширение может иметь действие обеспечения возможности осуществления управляющего воздействия, по меньшей мере, частично на основании смоделированного теплового расширения, которое может управлять или воздействовать на работу энергоустановки или ее компонентов. Например, смоделированное тепловое расширение вращающихся компонентов, или компонентов, связанных с вращающимися компонентами, может использоваться для управления работой турбины или для воздействия на нее в зависимости от спрогнозированных или смоделированных зазоров компонентов, таких как осевые зазоры.

Энергоустановки являются механическими конструкциями и установками, где генераторы, питаемые различным образом, обычно паровые турбины, производят электричество. Обычно, в паровой турбине, используют теплоту для превращения воды в пар, который проходит через лопатку турбины для формирования вращательного движения. Турбины, в свою очередь, приводят в действие вал и вращают генераторы. Независимо от источника теплоты принцип выработки электроэнергии остается идентичным. В различных других случаях в паровых турбинах могут использоваться другие источники, такие как уголь, нефть, природный газ, биомасса, ядерная энергия. Некоторые другие известные источники электричества также используют турбины, такие как гидроэнергоустановки, в которых лопатки турбины вращают посредством кинетической энергии воды. В других обычных случаях используют газовые турбины, и эти турбины функционируют посредством пропускания непосредственно через турбину горячих газов, произведенных при сгорании природного газа или нефти. Внутренние двигатели сгорания, такие как дизельные генераторы, являются другими портативными и мгновенными источниками электричества, используемыми для критических положений и запаса. В других случаях блоки генерации энергии могут использовать более одного вида топлива, например уголь или природный газ, и эти установки известны как блоки смешанного отопления и могут осуществлять отопление либо последовательно, либо одновременно. Последовательные установки используют одно топливо за другим, параллельные установки могут использовать два топлива одновременно. Некоторые другие возможные энергоустановки включают в себя: энергоустановки на ископаемом топливе, энергоустановки с комбинированным циклом, атомные энергоустановки или подобные.

Теперь обратимся к вариантам осуществления, показанным на фиг.1-9.

Управление с прогнозирующими моделями энергоустановки.

Фиг.1 представляет собой принципиальную схему возможной системы 10 для управления возможной энергоустановкой 12 с комбинированным циклом. Показанная энергоустановка 12 с комбинированным циклом может содержать парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, газовую турбину 16 и паровую турбину 18. Паровая турбина 18, обычно имеет три секции, в зависимости от варьирования состояний давления, преобладающих в каждой из них. В этом варианте осуществления существует секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления и секция 26 низкого давления. Кроме того, энергоустановка 12, обычно, содержит генератор 28, трансформатор 32 и конденсатор 34. При функционировании энергоустановки 12 с комбинированным циклом горячий отработавший газ из газовой турбины 18, обычно, может подаваться в котел или парогенератор для обеспечения теплоты для создания пара, который приводит в действие паровую турбину 18 через три различных ее секции - секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления и секция 26 низкого давления. Турбины 16, 22, 24 и 26 могут приводить в действие один или более электрогенераторов 28, которые производят пригодное к использованию электричество, совместно с трансформатором 32. Газовая турбина 16 связана с парогенератором 14 с рекуперацией теплоты, который получает сжатый пар из конденсатора 34 паровой турбины 18. Электричество, произведенное таким образом, может подаваться энергосистемой различным промышленным, коммерческим и отдельным бытовым потребителям.

В других установках с комбинированным циклом в парогенератор может подаваться дополнительное тепло через дополнительные или вспомогательные механизмы камеры сгорания. В любом случае такие обычные установки 12 с комбинированным циклом являются относительно сложными по сути, и обеспечено относительно большое количество датчиков, таких как датчики давления, датчики зазора и исполнительные механизмы, для настройки, регулирования и мониторинга функционирования различных турбин, генератора и блоков камеры сгорания и другого вспомогательного оборудования, обычно с ними связанного. В еще других случаях энергоустановок с комбинированным циклом, могут использоваться компоновки газовых и паровых турбин, источники формирования пара и устройство утилизации тепла.

Согласно фиг.1 система 10 управления также может содержать контроллер 36 для управления и координирования действий некоторых или всех систем, подсистем и компонентов энергоустановки 12, таких как парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, газовая турбина 16, три секции паровой турбины 18 - секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления, и секция 26 низкого давления, генератор 28, трансформатор 32 и конденсатор 34; и, вследствие этого, координирования общего функционирования энергоустановки 12 с комбинированным циклом. На фиг.1, для концептуальной ясности, контроллер 36 физически установлен вне всех систем, компонентов и подкомпонентов энергоустановки 12. В другом возможном варианте осуществления контроллер 36 может быть размещен внутри энергоустановки 12 и может быть интегрирован в виде части энергоустановки 12. Конструктивно, контроллер 36 может представлять собой микроконтроллер или твердотельный переключатель, выполненный с возможностью сообщения со всеми системами, подсистемами и компонентами энергоустановки в сети связи.

Связь между контроллером 36 и парогенератором 14 с рекуперацией теплоты может быть осуществлена с использованием линии 42 связи. Такая связь обычно содержит и сигналы считывания, переносимые в контроллер 36, и сигналы команды, сформированные контроллером 36. Аналогично, может быть осуществлена связь между контроллером 36 и газовой турбиной 16 с использованием линии 44 связи, между контроллером 36 и секцией 22 высокого давления паровой турбины 18 с использованием линии 46 связи, между контроллером 36 и секцией 24 промежуточного давления паровой турбины 18 с использованием линии 48 связи и между контроллером 36 и секцией 26 низкого давления паровой турбины 18 с использованием линии 52 связи. Аналогично, может быть осуществлена связь между контроллером 36 и конденсатором 34 с использованием линии 54 связи, между контроллером 36 и генератором 28 с использованием линии 56 связи и между контроллером 36 и трансформатором 32 с использованием линии 58 связи.

При функционировании контроллер 36 осуществляет мониторинг рабочих параметров и управление рабочими параметрами в системе 10 управления энергоустановки. В одном возможном варианте осуществления контроллер 36 определяет и интерпретирует различные рабочие параметры системы 10 управления энергоустановки, по меньшей мере, частично на основании сигналов считывания из различных систем, подсистем и компонентов энергоустановки 12, таких как парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, газовая турбина 16, три секции паровой турбины 18, секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления и секция 26 низкого давления, генератора 28, трансформатора 32 и конденсатора 34, размещенных в системе 10 управления энергоустановки. Определение и интерпретация могут быть выполнены контроллером 36 в соответствии с заданным критерием. Например, в одном случае, заданный критерий может содержать двоичное сравнение температуры компонента энергоустановки, такого как парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, с заданным опорным значением температуры. В другом случае заданный критерий может содержать сравнение температуры того же парогенератора 14 с рекуперацией теплоты с заданным максимальным значением температуры. В еще одном случае заданный критерий может содержать сравнение температуры парогенератора 14 с рекуперацией теплоты с заданным минимальным значением температуры.

В зависимости от произвольного количества рабочих параметров, считанных и определенных в различных точках считывания в энергоустановке 12, как указано выше, контроллер 36 осуществляет мониторинг и управление входными профилями загрузки и разгрузки различных подсистем и компонентов энергоустановки 12, таких как парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, газовая турбина 16, три секции паровой турбины 18, секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления и секция 26 низкого давления, генератор 28, трансформатор 32 и конденсатор 34, так чтобы поддерживались соответствующие условия функционирования энергоустановки 12 и всех ее подсистем и компонентов во время обычного цикла работы энергоустановки 12 и системы 10 управления энергоустановки.

Независимо от критерия сравнения, если скорость загрузки или разгрузки в любой из систем, подсистем или компонентов энергоустановки 12 попадает вне заданного опорного диапазона безопасности, контроллер 36 может определить, что состояние загрузки или разгрузки соответствующей подсистемы или компонента является недопустимым, и в отношении подсистемы или компонента требуется дополнительное корректирующее управляющее воздействие. В таком случае, контроллер 36 может передавать соответствующие сигналы команды в соответствующую подсистему или компонент и регулировать входные профили загрузки или разгрузки соответствующей подсистемы или компонента. Результирующая скорость загрузки или разгрузки соответствующей подсистемы или компонента, соответственно, может быть скорректирована, чтобы быть безопасной и точной. В другом возможном варианте осуществления, если контроллер 36 считывает, что требуется дополнительное корректирующее управляющее воздействие в отношении определенной подсистемы или компонента, то контроллер 36 может передавать сигнал тревоги в систему аварийной сигнализации, и система аварийной сигнализации, в свою очередь, может формировать соответствующий сигнал тревоги наблюдателю процесса в удаленном местоположении, чтобы он предпринял соответствующее действие.

Один вариант осуществления относится к систематическому подходу к согласованию входных оптимальных профилей загрузки или разгрузки в реальном масштабе времени в энергоустановке 12 и связанных системах, подсистемах и компонентах. Это может быть выполнено частично посредством обновления состояний и параметров моделей в системе управления с прогнозирующими моделями, по меньшей мере, частично на основании измерений датчиков. Обновления состояний в обычной системе управления с прогнозирующими моделями могут учитывать изменения в работе установки, подобные повышению температуры пара из-за повышенного потока топлива. Обновления параметров в обычной системе управления с прогнозирующими моделями могут учитывать изменение от компонента к компоненту, ухудшение, механические, электрические или химические неисправности, отказы или повреждение турбины или генератора или любого из компонентов турбины или генератора и механические, электрические или химические неисправности, отказы или повреждение системы управления и/или ее компонентов.

Фиг.2 представляет собой возможную принципиальную схему системы 20 и связанных с ней функциональных возможностей контроллера для энергоустановки 12 с комбинированным циклом фиг.1, согласно одному возможному варианту осуществления изобретения. Контроллер 62 может быть оборудован различными аппаратными компонентами и программным алгоритмом с прогнозирующими моделями для обеспечения оптимальной загрузки и разгрузки систем, подсистем и компонентов энергоустановки 12. Функции контроллера 62 обозначены последовательностью блоков 66, 68, 72, 74 внутри одного функционального блока, и функциональный блок 64 иллюстрирует действие нескольких датчиков, подсоединенных к различным системам, подсистемам и компонентам энергоустановки 12 с комбинированным циклом. Как иллюстрирует функциональный блок 66, оценка состояния энергоустановки 12 с комбинированным циклом может быть выполнена контроллером 62, по меньшей мере, частично на основании сигналов считывания из датчиков. Как иллюстрирует функциональный блок 68, модели системы энергоустановки 12 с комбинированным циклом могут быть построены контроллером 62, по меньшей мере, частично на основании оценки состояния. Одновременно, как иллюстрирует функциональный блок 72, могут быть учтены системные ограничения энергоустановки 12 с комбинированным циклом для построения моделей системы, как иллюстрирует функциональный блок 68. В функциональном блоке 74 интерактивный оптимизатор может выполнять в реальном масштабе времени оптимизацию с прогнозирующими моделями входных профилей загрузки и разгрузки энергоустановки 12 с комбинированным циклом. Подробности алгоритма оптимизации с прогнозирующими моделями описаны ниже. В заключение в функциональном блоке 76 цикл управления энергоустановки 12 с комбинированным циклом может быть завершен выдачей контроллером 62 команды на соответствующие управляющие воздействия.

Как определено в целом, описанный здесь предмет не ограничен вышеупомянутой энергоустановкой 12 с комбинированным циклом. В других вариантах осуществления любое количество оценщиков и/или оптимизаторов может определять различные целевые функции, ограничения и модели других систем, подсистем и компонентов, которые должны быть использованы управлением с прогнозирующими моделями. Обычная логическая функция системы 20 (см. фиг.2) может принимать информацию и от диагностической функции и от оператора или управляющего контроллера. Затем эту информацию могут обрабатывать для определения соответствующего вида соответствующих целевых функций, ограничений и моделей. Логические функциональные возможности описаны здесь в отношении полной энергоустановки 12, но их можно обобщить до управления в реальном масштабе времени оптимальной загрузкой и разгрузкой некоторых или всех связанных с ней систем, подсистем и компонентов, как описано ниже.

В одном возможном варианте осуществления контроллер 62 может содержать аналогово-цифровой преобразователь, доступный через один или более аналоговых портов ввода. В другом варианте осуществления контроллер 62 может содержать дисплеи считывания, постоянную память, оперативную память и обычную шину данных. В одном варианте осуществления датчики, установленные по системам, подсистемам и компонентам энергоустановки 12, обычно, осуществляют связь с контроллером 62 с использованием, по меньшей мере, одного стандартного протокола связи, такого как последовательный протокол связи или Ethernet.

Контроллер 62 может быть реализован в некоторых других видах. В одном возможном варианте осуществления контроллер 62 может содержать логический процессор, схему определения порогов и систему аварийной сигнализации. Обычно логическим процессором является блок обработки, который выполняет вычислительные задачи. Это может быть программная структура, которая содержит прикладные программы программного обеспечения или ресурсы операционной системы. В других случаях он может быть также смоделирован одним или более физическим процессором, выполняющим планирование задач обработки более чем для одного потока выполнения, вследствие этого моделируя более чем один физический блок обработки. Контроллер 62 использует схему определения порогов при оценке различных рабочих параметров, таких как температура, давление, уровень загрузки, уровень выносливости системы, подсистем и компонентов энергоустановки 12, таких как парогенератор 14 с рекуперацией теплоты, газовая турбина 16, три секции паровой турбины 18, секция 22 высокого давления, секция 24 промежуточного давления и секция 26 низкого давления, генератор 28, трансформатор 32 и конденсатор 34.

В одном возможном варианте осуществления, в отношении функционирования энергоустановки 12 в целом, контроллер 62 может отслеживать рабочие параметры, относящиеся к функционированию клапанов в паровой турбине, или рабочие параметры, относящиеся к функционированию клапанов подачи воды в парогенератор с рекуперацией теплоты, или обычное напряжение ротора. В другом варианте осуществления, в отношении газовой турбины 16, могут отслеживать количество расхода топлива, рабочие параметры, относящиеся к функционированию впускного направляющего аппарата для паровой турбины 18. Кроме того, входной профиль загрузки и разгрузки газовой турбины 16 может быть настроен таким образом, что не устанавливают высокотемпературные градиенты. Контроллер 62 может непрерывно отслеживать произвольное количество сигналов считывания из газовой турбины 16, паровой турбины 18 и других таких компонентов и может функционировать так, чтобы эти рабочие параметры компонентов и энергоустановки 12 в целом находились внутри безопасных и оптимальных пределов управления.

Один аспект в отношении использования элементов управления с прогнозирующими моделями заключается в использовании прогнозирований моделью работы за интервалы времени, в пределах от нескольких секунд до нескольких часов, для оптимизации входных профилей загрузки, от любой первоначальной загрузки до любой конечной загрузки, посредством ограниченной оптимизации, начиная с текущего состояния системы запуска. В общем, управление с прогнозирующими моделями является парадигмой управления, используемой для управления процессами, которые явно обрабатывают физические, рабочие ограничения, ограничения на безопасность и/или ограничения окружающей среды, при этом максимизируя, по меньшей мере, один критерий эффективности.

Модели в системе управления 20 могут быть построены с использованием любого соответствующего способа обновления состояний переменных, параметров качества, ограничений, пределов или любого другого адаптируемого параметра моделей, так чтобы эффективность и ограничения моделей соответствовали или иначе аппроксимировали эффективность и ограничения физической турбины или генератора после изменения параметра. Используя информацию о любых определенных изменениях, совместно с обновленной моделью, система 20 управления с прогнозирующими моделями может осуществлять оценку текущих и будущих условий энергоустановки 12 и ее систем, подсистем и компонентов и реализовывать более оптимальное управляющее воздействие, чем было бы возможно без обновления моделей и без передачи такой информации в систему управления. Один аспект указанных систем и способов состоит в том что, так как они могут обновляться в реальном масштабе времени, то они могут обеспечивать возможность вычисления оптимальной загрузки для произвольного диапазона начальных состояний компонентов, не только конечного набора условно оптимальных, стандартных профилей загрузки, уже запрограммированных в систему управления. В возможной ситуации, горизонт прогнозирования при запуске может, обычно, находиться в пределах, приблизительно, от 5 минут, приблизительно, до 2 часов.

Управление эффективностью и/или работоспособностью энергоустановки 12 с комбинированным циклом, фиг.1, может содержать анализ нескольких переменных для определения соответствующих значений управления, которые требуются для создания требуемых выходных данных. Эти несколько переменных могут зависеть друг от друга нелинейно, и, соответственно, должны быть обработаны. Создание моделей для представления различных воздействий, которые оказывают друг на друга несколько переменных внутри определенной системы, может быть затруднительным, когда важны точность и быстрота отклика, например, в современных системах питания. Так как в таких моделях, вероятно, охвачена не каждая возможность, то предпочтительно реконфигурировать, адаптировать и обучать такие модели, чтобы создавать прогнозы или вносить исправления на основе данных датчика генератора или турбины. В одном возможном варианте осуществления такая адаптируемость к условиям нормальной или условно оптимальной загрузки и разгрузки может быть выполнена оценщиком состояния при вычислении текущего состояния различных моделей, таких как модели давлений, температур пара, температур металла, или подобных. В другом варианте осуществления адаптируемость может быть выполнена посредством системы или алгоритма диагностики для определения неисправностей или сбоя в датчиках, исполнительных механизмах или любом другом компоненте энергоустановки 12. В дополнительном варианте осуществления также может быть выполнена такая адаптируемость к условиям условно оптимальной загрузки и разгрузки с использованием диагностики на основе датчика, которая может осуществлять выбор между различными моделями, обновлять возможные варианты входных данных, варианты выходных данных, или внутренние параметры, или может обновлять оптимизации, целевые функции, ограничения и/или параметры при управлении. Затем, задавая обновленные модели, оптимизации, целевые функции, ограничения и/или параметры, можно использовать в вычислительном отношении эффективный оптимизатор, так чтобы могли быть достигнуты лучшая эффективность и/или работоспособность.

В различных подсистемах и компонентах энергоустановки 12 может иметь место строгая нелинейность из-за большого диапазона условий функционирования и уровней мощности, испытываемых при функционировании. Также, функционирование энергоустановки 12 обычно может быть ограничено из-за различных механических, аэродинамических, тепловых ограничений и ограничений потока. В одном варианте осуществления элементы управления с прогнозирующими моделями могут быть идеальными для использования для таких сред, так как они могут обрабатывать определенным образом нелинейности и входные и выходные ограничения нескольких переменных, все в единой формуле управления. Элементы управления с прогнозирующими моделями, обычно, являются элементами управления с обратной связью, которые используют модели процесса/системы/компонента для прогнозирования выходных данных до некоторого момента времени на основании входных данных в систему и самых последних измерений процесса.

Модели в элементах управления с прогнозирующими моделями разработаны для воспроизведения функционирования и переходного и устойчивого состояния. Эти модели могут быть использованы в своем нелинейном виде или они могут быть линеаризованы или параметризированы для различных условий функционирования. Обычные способы управления с прогнозирующими моделями используют преимущества моделей для получения доступа к параметрам или физическим величинам, которые непосредственно не измеряют. Эти элементы управления могут быть элементами со многими входами и многими выходами (MIMO), чтобы учитывать взаимодействия циклов управления, они могут быть основаны на модели или основаны на физической сущности, и они могут содержать пределы или ограничения, построенные как неотъемлемая часть формулы управления и оптимизации, чтобы избежать разработки циклов или режимов контроллеров для каждого предела. Один вариант осуществления настоящего изобретения включает вычисление действий контроллера 62, по меньшей мере, частично на основании совокупности целевых функций и совокупности ограничений, которые могут быть использованы как часть выбранной задачи оптимизации. Обычные целевые функции могут содержать различные критерии эффективности, такие как минимизация времени запуска, минимизация расходов топлива, минимизация эмиссии, максимизация работоспособности установки и т.п. Обычные рассматриваемые ограничения могут содержать механические ограничения, тепловые и другие напряжения, выработанные в различных системах, подсистемах и компонентах энергоустановки 12, такие как нагрузка при сдавливаниях, насыщенность исполнительного механизма, радиальные зазоры между различными вращающимися частями, дифф