Brevet FR2554613A1 — publié le 19850510

SYSTEME POUR REPARTIR UN FLUIDE ENTRE DES CONDUITES D'ENTREE ET DES CONDUITES DE SORTIE EN PARALLELES POUR REPONDRE A UNE DEMANDE EN FLUIDE La présente invention concerne d'une façon générale la commande de processus et plus particulièrement une technique de découplage réalisant des économies d'énergie et/ou l'optimisation de la distribution des fluides servant à l'alimentation d'une installation. L'appareil présenté ici assure la distribution contrôlée de la vapeur provenant de différentes conduites sous pression dans le but d'économiser l'énergie et/ou d'assurer la cogénération de vapeur-énergie dans une installation industrielle. Dans une installation génératrice de vapeur, de la vapeur ayant des caractéristiques sélectionnées doit être produite et distribuée pour satisfaire la demande d'une installation industrielle et de manière à économiser l'énergie et à réduire les prix de revient. Ceci est le cas en particulier lorsque des turbogénérateurs sont employes pour simultanément générer de l'énergie électrique et délivrer de la vapeur après détente dans la turbine. De cette façon, on réalise des économies d'énergie dans la distribution de la vapeur provenant des chaudières, des conduites sous pression et/ou extraite des turbines en même temps que l'on optimise la distribution de la vapeur et de l'énergie délivrée par les turbogénérateurs. A la suite de décisions de commande prises soit pour économiser l'énergie soit pour optimiser la commande des conduites, la mise en pratique consiste à modifier les écoulements de fluide dans des conduites de distri- bution sélectionnées. Cependant, une commande de ce type interagit dans tout le processus si bien que des disposi- tifs de commande qui ne devraient pas être affectés vont avoir des réglages différentes et répondre de façon contraire en atténuant les modifications souhaitées des débits. Pour supprimer les effets de cette interaction, la présente invention propose d'anticiper ces effets d'atténuation en se basant sur les décisions de commande et de modifier la commande en tenant compte de cette anti- cipation en compensant ainsi l'interaction au moment même o la commande est appliquée. Cette approche est quelque- fois appelée "découplage". On remarque dans ce contexte qu'une commande non linéaire d'un processus industriel de combustion à unités multiples peut entraîner des instabilités du fait de l'interaction des différentes unités lorsque l'une d'elles doit être commandée. Le découplage est mis en oeuvre grace à un ordinateur qui traite les actions inhérentes au moyen d'un algorithme basé sur un ensemble de données connectées sur les différentes unités et traitées dans le but d'arriver à une solution appliquée à la pluralité d'unités au moment du passage à la commande pratique. Un tel principe de découplage a été jugé utile dans des systèmes de commande des turbogénérateurs à vapeur et d'économies d'énergie pour lesquels la commande implique des vannes d'extraction, des régulateurs et des vannes de réduction de plusieurs unités du système. On a observé que les modifications apportées au dispositif de commande associé à l'un quelconque des générateurs, si elles sont appliquées en série, vont entraîner une réponse d'un autre générateur par suite d'un effet naturel de contre-réaction. On a proposé-de découpler les dispositifs de commande les uns des autres pour juger de l'effet que la modification souhaitée aura sur les autres. Apres s' être assuré des modifications corrélatives induites sur les autres, grace à l'utilisation d'un micro-ordinateur, la modification destinée à un dispositif de commande particulier est mise en oeuvre en même temps que les modifications corré- latives sur les autres dispositifs. Le découplage peut être appliqué au positionnement d'un registre dans le cadre de la commande automatique d'une cheminée d'échap- pement de chambre de combustion. Le découplage est nécessaire dans certains cas pour supprimer la non- linéarité introduite par le tirage naturel dans la relation qui lie la pression à l'intérieur de la chambre de combustion et la position du registre de la cheminée. La commande de découplage appliquée ajoute une modifica- tion correctrice à la sortie du contrôleur de position de chaque registre et génère le signal correct de commande de positionnement du registre. Le problème de stabilité est associé à un contrôleur de cogénération du fait que l'optimisation d'une usine à plusieurs turbogénérateurs est dans certains cas réalisée en équilibrant le débit massique de chaque unité et le système global des écoulements de vapeur, en même temps que la cogénération d'énergie électrique tout en satis- faisant avec la même source de vapeur la demande de l'installation en vapeur et en énergie électrique cogénérée. Dans un tel contexte l'interaction entre le réglage des vannes de réduction et les débits de vapeur d'extraction ou entre des vannes d'extraction contrôlées indépendamment et déchargeant la vapeur dans un collecteur commun va entraîner d'importantes instabilités par l'intermédiaire des liaisons avec le régulateur. Lorsqu'une optimisation de la répartition de débit de vapeur/énergie a été déterminée, la modification successive des turbogénérateurs un par un exige de nombreuses exécutions séquentielles avant d'atteindre une nouvelle répartition stable et optimale pour tous les débits et toutes les unités. L'invention propose un système de distribution des fluides au moyen d'une pluralité de conduites d'appli- cation de fluide pour satisfaire la demande en fluide grace à une pluralité de conduites de sortie. Des moyens de découplage sont prévus pour empêcher l'interaction dans tout le système au moment o une commande applique des modifications sélectives de débit des conduites de sortie pour répondre à la demande en fluide d'un processus industriel. Une modification de débit voulue portant sur l'une des conduites de sortie parallèles est utilisée par le dispositif de découplage pour simuler la façon dont elle va entraîner une ou plusieurs modifications résultantes du système dans une autre conduite de sortie parallèle et une commande est simultanément appliquée à toutes les conduites de sortie ainsi affectées tout en appliquant la modification de débit désirée en compensant ainsi les modification résultantes. L'invention est applicable à un système dans lequel des moyens de commande sont prévus pour modifier de façon sélective le débit des conduites d'entrée et pour modifier en même temps et sélectivement le débit dans les conduites de sortie en fonction d'un critère prédéterminé. La commande est effectuée en respectant ce critère tout en appliquant des modifications compensatrices conformément au fonctionnement des moyens de découplage. L'invention est applicable lorsque le critère est l'économie d'énergie uniquement concernant les turbo- générateurs mais également à n'importe quel dispositif convertisseur d'énergie fonctionnant en parallèle, par exemple des turbo-ventilateurs, des turbines à gaz, des systèmes de refroidissement, etc. Dans une autre appli- cation o le système comprend des turbogénérateurs pour la cogénération d'énergie électrique et de vapeur, l'invention associe des techniques d'optimisation de la distribution de vapeur et d'énergie au colt le plus faible, avec des moyens de découplage en appliquant un réglage optimal entre les différentes conduites d'entrée et de sortie. Plus précisément, l'invention est applicable à des vannes de réduction de pression aussi bien qu'à différents turbogénérateurs. L'invention au sens large est constituée d'un système de distribution d'un fluide arrivant par une pluralité de conduites d'entrée pour répondre à la demande en fluide au moyen d'une pluralité de conduites de sortie en parallèle, avec au moins un collecteur commun rassem- blant du fluide venant d'au moins deux conduites de sortie en parallèle, le système étant constitué par: des moyens de commande permettant de changer de façon sélective le débit des conduites d'entrée et de modifier en même temps et sélectivement le débit des conduites de sortie en fonction d'un critère prédéterminé; des moyens de découplage répondant à une modification voulue par les moyens de commande en fonction dudit critère et affectant l'une des conduites de sortie parallèles pour simuler une modification résultante dans le système de l'application desdits moyens de contrôle à l'autre des conduites de sortie parallèle; et des moyens d'association de la modification voulue et de la modification résultante en réponse à la fois aux moyens de commande et aux moyens de découplage simulta- nément de façon à modifier effectivement le débit des conduites d'entrée et des conduites de sortie en compensant ainsi la modification résultante. L'invention va maintenant être détaillée d'après la description d'un mode de réalisation préféré donné unique- ment à titre d'exemple en se référant aux dessins annexés, dans lesquels: la figure 1 est un schéma de principe d'un processus de cogénération employé pour générer de la vapeur et de l'énergie électrique destinées à un processus industriel; la figure 2 est un groupe de deux turbogénérateurs employé dans le processus de la figure 1, pour illustrer le mode de réalisation préféré de l'invention; les figures 3A et 3B représentent les caractéristiques de puissance respective des deux turbogénérateurs à vapeur de la figure 2; la figure4A illustre l'interaction entre le système de commande et les régulateurs de vitesse et de pression et également les actionneurs des vannes typiquement installés sur l'une des turbines de la figure 2, selon un mode de réalisation de l'invention; la figure 4B représente un schéma de principe du système informatique multiprogrammes et multifonctions contrôlant un système de turbogénérateur à commande hydraulique comme celui de la figure 4A; les figures 5A et 5F sont des organigrammes illustant l'optimisation du mode de commande de fonctionnement du système de cogénération employé dans un mode de réalisation préféré de l'invention; la figure 5G est un organigramme associant le contr6ôle de la demande et le contrôle de la turbine conformément aux figures 4A, 4B, 6, 7A, 7B et 8 à 9.; la figure 6 est un organigramme du cheminement des informations dans le programme de commande de turbine mettant en oeuvre le système d'optimisation des figures 1, 2 et 4; les figures 7A, 7B, 7C et 8 à 9 sont des organigrammes illustrant la commande de pression effecutée dans le cadre de la commande d'optimisation et/ou de la demande; la figure 10 illustre l'interaction entre les vannes de réduction de pression et les vannes d'extraction dans un système à turbogénérateur selon un autre mode de réalisation de l'invention; les figures 11A, 11B et 11C sont des courbes caracté- ristiques des vannes parallèles agissant à une pression commune dans le système de la figure 10; -et la figure 12 est un schema de principe analogue analogue à celui de la figure 6, mais applicable au mode de réalisation de la figure 10. L'invention va maintenant être décrite dans le contexte d'une méthode d'optimisation à fonctionnement évolutif (EVOP). En se référant à la figure 1, on peut voir un schéma d'optimisation et de commande d'un processus de cogénéra- tion sous forme de schéma de principe pour illustrer l'application préférée de l'invention. Des processus de production PRP demande une énergie ED sous forme d'énergie PD et de vapeur SD. L'énergie et la vapeur sont obtenues respectivement par les conduites 13 et 26 à partir d'un processus de cogénération d'énergie électrique et de vapeur CP. Le processsus CP est alimenté en combustible (FU) et en air (AI) et également en complément d'énergie (PP) achetée au réseau de distribution TL. Un système informatisé de modèle de processus PMD recherche et détermine les conditions d'optimisation pour les demandes réelles en énergie au processus de cogénéra- tion sur les conduites 13 et 26. Dans ce but, le système PMD répond; aux signaux représentant les contraintes (définies par le circuit SCO) imposées au systèmet_(capacité de puissance; vapeur maximale; limites de pression; capacité des chaudières; débit des registres et limites de réglage des débits d'entrée et de sortie; condenseur minimal); aux signaux représentant les entrées du modèle de processus (déduites du circuit-Pl) caractérisant le processus de cogénération (CP) et le niveau de la demande en énergie (prescrite par le circuit ED), c'est-à-dire la demande totale nécessaire en énergie et en vapeur. Le système d'optimisation du modèle de processus PMD définit les points de sonsigne optimaux déterminés par le circuit OST. Un modèle de commande numérique CMO mis à jour en option selon un algorithme régulateur à mise au point au- tomatique REG, répond aux points de consigne déduits des circuits des points de consignes optimaux OST, aux entrées du processus déduites du circuit PI et à la demande d'énergie venant du circuit ED. Le modèle de commande CMO commande le fonctionnement du processus de cogénéra- tion CP en faisant générer des signaux de commande par un circuit de sortie du système de commande CSO, et commande également un circuit POV délivrant des dérogations de processus en cas d'imprévu. En outre, il est prévu un modèle d'état stable SPM, associé au contrôleur de génération et d'adaptation du modèle de processus PMGA mettant en oeuvre la méthode d'optimisation de l'invention et traduisant l'état automatique/manuel des unités, en tenant compte du fait qu'une unité est en ligne ou en autonome, en accusant réception de la variation des coefficients de débit des régistres au momeet o des chnagements de pression et/ou de température se produisent. En se référant à la figure 2, on peut voir que le processus de cogénération est typiquement constitué par: une chaudière basse pression BLR No.8-(ayant une capacité typique de 95256 kg/h de vapeur à 2880C sous 1618 kPa); une chaudière à haute pression BLR No. 9 (ayant une capacité typique de 95256 kg/A de vapeur à 4400C sous 5876 kPa); et une seconde chaudière à haute pression BLR NO. 10 (ayant une capacité typique de 95256 kg/h de vapeur à 4400C sous 5876 kPa). La chaudière BLR No. 8 délivre à l'installation de la vapeur complémentaire sous une pression de 1518 kPa à 2880C par les conduites 20 et 24, à destination du processus, en fonction des besoins de l'installation en vapeur de ces caractéristiques. En outre, la demande SD en vapeur sous une pression de 262 kPa à 177 C est satisfaite par application au processus de production PRP (conduites 3, 7 et 25). Les chaudières BLR No.9 et BLR No - 10 sont reliées par des conduites respectives 21, 22 à un collecteur 23 alimentant trois conduites de distribution en parallèle 1, 6 et 10. La conduite 1 alimente en vapeur une turbine à condensation TG5 à double extraction. Les extractions de la turbine CG5 sont appliquées au processus de production PRP. La première extraction est reliée par la conduite 2 à la jonction J1 o arrivent les conduites 20 et 24, acheminant de la vapeur sour 1518 kPa et à 288 C. L'autre extraction par les conduites 3 et 25 délivre de la vapeur à 262 kPa eL 177 C. La conduite 4 sortant de l'étage basse pression LP de la turbine TG5 arrive au condenseur Cl. La conduite 6 venant du collecteur 23 fournit de la vapeur sous 5876 kPa à une turbine TG6 à simple extraction. L'extraction se fait par la conduite 7 jusqu'à la jonction J2 entre les conduites 3 et 25, qui transportent de la vapeur sous 262 kPa à 177 C. Donc, les conduites 14 et 25 acheminent de la vapeur respectivement sous 1518 et 262 kPa au processus industriel PRP en fonction de la demande en vapeur SD. Une indication de la SD est obtenue sur la conduite 36 à partir des capteurs de demande de vapeur SD1 et SD2 qui sont respectivement couplés aux conduites 14 et 25 alimentant le processus PRP. La conduite 6 sortant de la turbine TG6 arrive au condenseur associé C2. Par détente de la vapeur et perte corrélative d'enthalpie dans la turbine TG5 à sa vitesse de rotation, un générateur EG5 produit une puissance P1 qui est transportée par la ligne jusqu'au noeud de jonction J3 avec la ligne 12 venant du réseau électrique TL. Un sous-système de commande de la demande en puissance est associé à la ligne 12. De la même manière, un générateur EG6 entraîné par la turbine TG6 génère une puissance P2 qui est appliquée par la ligne 9 au même noeud de jonction J3. A partir de la jonction J3, une partie de la puissance PD est appliquée par l'intermédiaire de la ligne 13 en fonction de la demande de l'installation. Des wattmètres détectent Pl sur la ligne 5, P2 sur la ligne 9 et PTL sur la ligne 12. Une puissance complémentaire PTL nécessaire pour répondre à la demande PD est obtenue du réseau de dis- tribution TL par la ligne 12. La puissance électrique nécessaire PD est appliquée par la ligne 13 au processus industriel PRP. De la vapeur complémentaire sous 1518 kPa, à 288 C, arrivant de la conduite 20 et de la chaudière BLR No.8 à la jonction J1, est ajoutée en fonction des besoins à la vapeur extraite de la turbine TG5 par la conduite 2. Les débits en vapeur sous 262 kPa de la conduite 3 venant de la turbine TG5 et de la conduite 7 venant de la turbine TG6 s'ajoutent audelà de la jonction J2 dans la conduite qui arrive au processus. Pour la distribution de vapeur et pour assurer la régulation, une première vanne de dérivation VVW1 capable de réduire la pression de 5876 à 1518 kPa est installée sur la conduite 10 entre la conduite 23 et la jonction J1 avec la conduite 2 de façon à établir une dérivation sur l'étage haute pression de la turbine TG5. Une seconde vanne de dérivation WV2 ayant la possibilité d'abaisser la pression de 1518 à 262 kPa est installée entre la jonction J4 de la conduite 2 et la jonction J5 de la ligne 25 pour faire une dérivation sur la turbine TG5 entre ses deux étages H et L. Ces deux vannes peuvent aider à déterminer la quantité de vapeur (débit de vapeur H1 mesuré par le débitmètre FM) extraite sur la conduite 2 (WVV1) et la quantité de vapeur (débit de vapeur L1 mesuré par un débitmètre FM) extraite (W2) de la turbine TG5 sur la conduite 3 et de la turbine TG6 sur la conduite 7. En outre, un registre TH1 est installé sur la conduite 1 arrivant à la turbine TG5 et un. registre TH2 sur la conduite 6 arrivant à la turbine TG6 ces deux registres étant commandés par le régulateur associé c'est-àdire en fonction de la vitesse des turbines pour réguler les admissions respectives de la vapeur venant du collecteur 23. Les débits des registres T1 et T2 sont tous deux mesurés par un débimètre FM. En considérant globalement les différentes arrivées de vapeur représentées sur la figure 2, on remarque qu'en fonction de la demande SD1 de l'installation en vapeur à 288 C et sous 1518 kPa sur la conduite 24, compte tenu de la capacité des chaudières (BLR No. 8, BLR no. 9 et BLR No. 10) de la consommation des turbines par les conduites 1 et 6, de l'extraction sous 1518 kPa de la turbine TG5 par la conduite 2, la vanne de réduction de pression W1 sera contrôlée de façon à maintenir la pression dans le collecteur au-dessus d'une limite basse. De la même manière, si nécessaire, la vanne de réduction de pression VV2 est actionnée dans le but de fournir de la vapeur complémentaire à 177 C et sous 262 kPa à la jonction J5 de façon à satisfaire la limite basse de pression pour ce collecteur à 262 kPa. Le procédé et l'appareil de l'invention ont pour objet d'optimiser l'extraction de la vapeur à 177 C et sous 262 kPa de l'une ou l'autre turbine (EX1 de TG5 par la conduite 3 et/ou EX2 de TG6 par la conduite 7) et la génération d'énergie électrique (P1 sur la ligne 5 de sortie du générateur EG5 entraîné par TG5 et/ou P2 sur la ligne 9 à la sortie du générateur EG6 entraîné parTG6) du point de vue du coût par unité de vapeur consommée et du coût par unité d'énergie électrique achetée de façon à satisfaire la demande SD + PD. En conséquence, le processus de cogénération comprend les variables suivantes: Tableau I SYSTEME VARIABLES 1. Turbogénérateur TG5: débit du registre (T=T2), sur la conduite 1. 2. 1518 kPa débit d'extraction (H = Hi) sur la conduite 2. 3. 262 kPa débit d'extraction (L = L1) sur la conduite 3. 4. Débit du condenseur (C = Cl) sur la conduite 4. 5. Puissance (P = Pi) sur la ligne 5. 6. Turbogénérateur TG6: débit du registre (T = T2) sur la conduite 6 7. r 262 kPa, débit d'extraction (L = L2) sur la conduite 7. 8.: débit du condenseur (C = C2) sur la conduite 8. 9.: puissance (P = P2) sur la ligne 9. 10. Vanne de réduction:5876/1518 kPa débit (Wl) sur de pression la conduite 10. 1l.: 1518/262 kPa débit (WVV2) sur la conduite 11. 12. Energie achetée: PTL sur la ligne 12. En outre, chaque cas particulier implique un certain nombre de contraintes. Ainsi il y a un débit maximal possible de vapeur dans un registre (TH1, TH2), une puis- sance maximale P1 ou P2, que le générateur correspondant (EG5, EG6) peut délivrer. Le tableau II suivant énumère les différentes équations linéaires qu'implique le processus d'optimisation ainsi que les contraintes à respecter pour une combinaison particulière des variables. TABLEAU II Conduite FONCTION DESCRIPTION ou ligne No. 1 Turbine TG5 Débit maximal du registre (Pour T1, conduite 1) No. 2 Débit maximal à la pression intermé- diaire (pour LI + CI, conduites 3, 4) No.3 Débit d'extraction max. sous 262 kPa (pour L1, conduite 3) No.4 Puissance max. (pour P1, ligne 5) No. 5 Turbine TG6 Débit maximal du registre (pour T2, conduite 6) No.6 Débit maximal d'extraction sous 262 kPa (pour L2, conduite 7) No.7 Puissance maximale (pour P2, ligne 9) No.8 Turbine TG5 Débit massique total obtenu par la relation de transformation: T = H1 + L1 + CI (1) No.9 Turbine TG6 Débit massique total obtenu par la relation de transformation: T2 = H2 + L2 + C2 (2) No.10 Turbine TG5 Equation du débit du registre déduit des courbes caractéristiques de la figure 3A: T1 = 12.000 + 0,75 x H1 + 0,5 x L1 = 8 x Pl (3) No.ll Turbine TG6 Equation du débit du registre déduit des courbes caractéristiques de la figure 3B: T2 = 12.400 + 0,5 x L2 + 8,57 x P2 (4) No.12 Collecteur HD2 Débit massique total pour fournir la demande nette SD1 du processus (conduite 24) SD1 = HI + (1,124.VVIW)- VV2 (5) No.13 Collecteur HD3 Débit massique total pour fournir la demande nette SD2 du processus (conduite 25) SD2 = L1 + L2 + 1,085 W2 (6) No. 14 Barre de distri- PD = puissance consommée (ligne 13) bution avec PD = P1 + P2 + PTL (7) No.15 Turbine TG5 Puissance minimale No.16 Turbine TG5 Débit minimal du condenseur No.17 Turbine TG6 Puissance minimale No.18 Turbine TG6 Débit minimal du condenseur. Les équations du tableau II peuvent être présentées sous forme de la matrice du tableau III. TABLEAU III TG5 'TG6 VV1VV2 5876/ 1518/ T1 220 38 C1 Pl T2 38 C2 P2 1896262 K KpA KpA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 il 12 1 108 864 2 63 504 3 66 040 4 i 4 309 5 1 61 256 6 - 1 58 968 7 l 4 308 8 I -1 -1 -1 9 1 -1 -1 0 10 1 -75 -5 -8 5443 i1 1 -.5 -7.2 5 625 12 1 1 124 -1 61 554 13 1 1,1 2 14 1 11 15 1 1 814 16 i 4 536 17 1 1 361 18 1 1 814 Cû007007007 0418 Coût 0,00672 0,00672 0,00672 0,0435 La dernière ligne du tableau III indique les coûts de la vapeur consommée et de l'énergie achetée tandis que la dernière colonne illustre les amplitudes des contraintes existant dans le système. Dans le tableau II, l'équation du débit massique (1) sur laconduite 8 exprime simplement que pour la turbine TG5 la quantité de vapeur admise (ligne 1 sur la figure 2) est égale à la somme des quantités de vapeur extraite (conduites 2, 3 et 4 de la figure 2). De même, l'équation (2) (ligne 9) est l'équation du débit massique pour la turbine TG6 qui traduit le fait que la vapeur arrivant dans la conduite 6 est totalement répartie entre la conduite d'extraction 7 et la conduite de condensation 8 de la figure 2. L'équation (3) du tableau II est une équation dynamique tenant compte de la détente de la vapeur sortant du registre (TH1) sous forme d'un débit de vapeur T1, traversant TG5 en effectuant un travail et en générant une puissance (Pi) et tenant compte également de l'extraction de puissance (Hi, L1) qui suit. En ce qui concerne la turbine TG5, on peut voir sur la figure 3A que les courbes caractéris- tiques représentent une équalité linéaire de forme générale T - a0 + alH + a2L + a3P. Pour une puissance nulle (P = P1 =0) et une extraction nulle (H = H1 = 0, L = L1 = 0), on peut considérer que la valeur de a0 représente le minimum de vapeur traversant (TH1) et admise dans la turbine TG5 uniquement pour vaincre l'inertie et pour tenir compte des pertes. Cette valeur est représentée par l'ordonnée du point d'intersection A de la ligne L0 (extraction nulle sur la figure 3A) et de l'axe vertical des ordonnées (puissance zéro P). OA = 5540 kg/h sur l'illustration représentée par les courbes de la figure 3A pour la turbine TG5. Pour un point de fonctionnement donné M1 du second étage de la turbine (courbes (L) sur la figure 3A) situé sur la caractéristique L1, a2Ll est la distance verticale entre B (extraction zéro) et M1 Z554613 (extraction Ll).Dans l'exemple considéré, L1 est égal à 18.140 kg/h. La puissance P1 cogénérée le long de l'axe des puissances est convertie de kilowatts en unités de débit de vapeur par le coefficient a3 = 8 pour homogénéiser les notations. Pour le premier étage, le point de fonctionnement M1 est trans]até horizontalement jusqu'au point d'extraction zéro ni (sur H0) dans la famille des courbes (H). Le gain des courbes (H) pour la turbine TG5 est a1 = 0,75 comme l'indique la ligne 10 du tableau II et la ligne 10 du tableau III. L'ordonnée N1 du point nl sur la caractéristique à 27210 kg/h définit le débit T1 du registres comme égal à 54.000 kg/h. Donc, dans l'équa- tion (3) pour TG5, a3 = 8; a2 = 0,5 et a1 = 0,75. De la même manière la figure 3B illustre une famille de courbes de transformation dynamique en fonction de la vapeur (kg/h) pour un débit T2 du registre en détente dans le premier étage de la turbine TG5 pour générer de l'énergie électrique P2 et délivrer de la vapeur envoyée après extraction au processus industriel, selon l'équation (4) du tableau II. Donc, dans l'équation (4) les coef- ficients sont a3 = 7,2; a2 = 0,5; et a1 = 0. En comparant les équations (1) et (3), il apparaît qu'en considérant uniquement le débit massique, les variables de commande (T1, Hi, L1, Cl et P1 pour la turbine CG5, et de même T2, L2, C2 et P2 pour la turbine TG6) sont reliées entre elles. Par conséquent, il suffit de modifier un plus petit nombre de paramètres pour chercher à optimiser la distribution de la vapeur dans et entre les turbines ainsi que la puissance générée. Lorsque ces calculs de paramètres auront été choisis, tous les autres seront déterminés par de simples calculs mathématiques. Lorsque la technique d'optimisation aura été appliquée et qu'une distribution préférée de vapeur et d'énergie électrique aura été trouvée pour chacune des turbines et entre les deux turbines, le système sera réajusté selon les explications ci-dessous. En conséquence, on affecte un point de consigne aux registres (TH1 et TH2) et les valeurs d'extraction (EX1 et EX2) ainsi que le débit du condenseur (Cl et C2) sont également ajustés. Autrement dit, on tire parti de l'amélioration des coûts obtenue par le processus d'optimisation pour satisfaire la demande habituelle (SD et PD) du processus industriel. En se référant à nouveau à la figure 3A, considérée à titre d'illustration, on suppose que P1, la puissance cogénérée par la turbine TG5, ne peut pas être inférieure à 4000 ni supérieure à 9200 kilowatts. Ces contraintes déterminent les débits totaux des registres pour les deux points de fonctionnement Ml sur la ligne (L1) à 18140 kg/h et M2 sur la ligne de débit d'extraction prise comme maximum de 45.360 kg/h (L2). Les caractéristiques de vapeur de la turbine TG5 telles qu'elles sont présentées comprennent une famille de courbes de débit intermédiaire (IF) allant de zéro à 13605 kg/h par l'intermédiaire duquel le point de fonctionnement M', en passant par i sur la ligne 0 et par I sur la ligne à 9070 kg/h, rejoint un point N' de la famille (H) des courbes et un point N' sur la courbe à 27210 kg/h de cette famille, à savoir le point de fonctionnement du premier étage. Ainsi, une valeur maximale du TM de débit dans le registre est définie par l'ordonnée de N' qui a été indiquée à titre d'illustration comme égale à 84370 kg/h, la valeur minimale du débit du registre Tm étant égale à 54000 kg/h, en rapport avec les points de fonctionnement M', N. Les courbes des figures 3A et 3B sont fournies par le constructeur. Elles ont été généralement employées dans l'art antérieur pour calculer les relations entre le débit et la puissance générée par une turbine. L'inven- tion tire avantage de ces courbes puisqu'en utilisant uniquement l'équation du débit massique et la relation entre le débit massique et la puissance, il n'est pas nécessaire de recourir à la détermination de l'entropie ni de l'enthalpie pour appliquer la fonction d'optimisa- tion. On va maintenant se référer aux contraintes exprimées dans la dernière colonne de la matrice du tableau III en considérant l'installation de la figure 2. La ligne No.1 du tableau III indique que le débit T1 du registre de la turbine TG5 a une contrainte maximale de 108.840 kg/h. Les limitations dues au débit dans la section sont exprimées à la ligne No. 2 pour l'extraction sous 262 kPa par la conduite 3 et pour la conduite 4 du condenseur, c'est-à- dire que EX1 et Cl ont ensemble un débit combiné limité à 63500 kg/h. L'extraction du condenseur C1 ne peut pas non plus etre inférieure à 4536 kg/h comme l'indique la ligne No. 15. La ligne No. 3 indique que la puissance PTL provenant du réseau électrique ne peut pas dépasser 6.000 kilowatts tandis que la ligne No. 4 indique que Pi, la puissance cogénérée, est inférieure à 9500 kilowatts et supérieure à 4000 kW (ligne No. 14). De méme, pour la turbine TG6, les contraintes sont: T2 4536 kg/h. Les lignes 10 et No.11 traduisent les expressions linéaires (3) et (4) du tableau II respectivement avec T1 > 5540 kg/h et T2 > 5720 kg/h. Les lignes No. 12 et No. 13 concernent les vannes de réduction de pression VV1 et VV2 servant à réduire la pression dans les rapports 5876/1553 (colonne 10) et 1553/262 (colonne 11). En se référant à la figure 2, on voit que la soupape de réduction de pression WV1 convertit la vapeut se trouvant sous 5876 kPa dans la conduite 10 en vapeur saturée sous 1553 kPa en ajoutant de l'eau surchauffée et en la faisant passer jusqu'à la jonction J1. La vapeur sous 1553 kPa provient de VVJ, mais également de la conduite 2, c'est-à-dire de l'extrac- tion IXl de la turbine TG5. Le total de la vapeur provenant de la jonction J4 arrive à la jonction J1 ou il s'ajoute à la vapeur de la conduite 20 venant directement de la chaudire BLR No. 8. Dans le collecteur HD2, la consommation de vapeur par l'installation provenant de la jonction J1 est définie par SD1 sur la conduite 24. La vanne de réduction de pression VV2 convertit la vapeur venant de J4 sous 1553 kPa par la conduite 11 en vapeur saturée à nouveau sous 262 kPa par addition d'eau sur- chauffée. La jonction J5 collecte la vapeur d'extraction sous 262 kPa provenant de VVW2 et la vapeur provenant de la jonction J2 commune à la conduite 3 de TG5 et à la conduite 7 de TG6. La vapeur sous 262 kPa est collectée à la jonction J5 et appliquée par le collecteur HD3 à l'installation au moyen de la conduite 25 et correspond à la demande en vapeur SD2. SD1 et SD2 représentent la demande totale en vapeur SD de l'installation PRP. En conséquence, la ligne 12 du tableau III exprime SD1 en termes de débit d'extrcation sous haute pression Hi, c'est-à-dire du débit provenant de la vanne de réduction de pression VV1 et également de la vanne de réduction de pression VVW2, le débit net de SD1 étant donc égal à 62050 kg/h, à la jonction J1. La relation est la suivante: SD1 = H1 + 1.124 W1 - W2 (5) De même, la ligne No. 13 du tableau III indique SD2 en termes de débit provenant de la vanne de réduction de pression VVW2 et de vapeur sous 262 kPa provenant à la fois de TG5 et de TG6 pour obtenir à la jonction J5 une sortie de 21275 kg/h. La relation est la suivante: SD2 = L1 + L2 + 1,085 WV2 (6) En se référant encore à la figure 2, on peut voir que la puissance cogénérée P1 sur la ligne 5 venant du générateur EG5 couplé à la turbine TG5 et la puissance cogénérée P2 sur la ligne 9 venant du générateur EG6 couplé à la turbine TG6, s'ajoutent avec la puissance complémentaire PTL empruntée au réseau de distribution par la ligne 12 pour établir sur la ligne 13 une puissance totale PD qui est appliquée par la ligne 13 à l'installa- tion industrielle. A cet 'égard, la ligne 14 du tableau III indique que la puissance totale consommée (colonnes 5, 9 et 12) est égale à 12.745 kilowatts. La dernière ligne de la matrice du tableau III indique le coût de la vapeur (T1, T2) détendue dans les turbines TG5, TG6 et de la vapeur passant par la vanne de réduction de pression VVW1 en dérivation sur la turbine TG5. Elle indique aussi le coût de la puissance complémentaire PTL achetée au réseau de distribution TL. Ces coûts sont mentionnés à titre d'illustration par 0,006727 par unité de vapeur consommée et 0,0435 par unité d'énergie électrique achetée. Dans ce cas, il est plus coûteux de cogénérer la puissance P1 ou P2 par détente de la vapeur dans la turbine que de l'acheter au réseau de distribution. Dans un autre cas, la situation pourrait inversée. Lorsque l'on fait une estimation de la répartition optimale entre la vapeur passant par les turbines TG5 et TG6 et extraite en EX1 (conduite 2), EX2 (conduite 7), appliquée aux condensa- teurs Cl, C2 (conduites 4 et 8) et à la puissance cogéné- rée P1, P2 (lignes 5 et 9) la conclusion est que le résul- tat optimal devra tenir compte du fait que la puissance achetée PTL est plus ou moins coûteuse que la puissance cogénérée. L'approche d'optimisation utilisée pour illustrer l'invention consiste à appliquer ce que l'on connaît sous le nom de Méthode d'optimisation à Fonctionnement Evolutif (que l'on désigne ici par EVOP) dans le contexte du calcul du débit massique ci-dessus pour les variables du procédé dans un processus de cogénération vapeur-énergie à turbogénérateurs multiples. La méthode EVOP est, comme cela a déjà été mentionné, expliquée dans un article de Carpenter & Sweeney paru dans Chemical Engineering du juillet 1965, pages 117 à 126. Comme on l'explique dans l'application, le traitement en différé par la méthode EVOP est effectué avec un modèle basé sur l'équilibrage des débits massiques dans une installation de cogénération à turbogénérateurs multiples. La commande des débits des registres et des débits d'extraction est alors effectuée conformément aux résultats obtenus en autonome. L'inven- tion va maintenant être décrite uniquement à titre d'illustration en considérant un système à deux turbo- générateurs. En se référant à nouveau à la figure 1, on estime que les processus de production ont besoin à un moment donné d'une certaine quantité de vapeur et d'une certaine puissance électrique (SD et PD). Le système selon l'in- vention est réglé de manière à commander le processus de cogénération CP de façon que, dans un temps très court, typiquement de l'ordre du temps nécessaire au micro- processeur pour effectuer un calcul complet à l'aide d'un algorithme spécialement sélectionné, les proportions optimales des débits de vapeur en entrée et en sortie de TG5 et de TG6 de même que les puissances générées et la puissance achetée soient calculées de façon à obtenir sur le conduite 26 la quantité de vapeur SD et sur la ligne 13 la puissance PD à un coût minimal. En se référant à la figure 2, dans le processus de cogénération, l'affectation des quantités de vapeur et de puissance conformément au traitement et conclusions du microprocesseur affecte les débits de vapeur sous 1518 kPa à 288 C (conduites20, 2, 10 et 24) et sous 262 kPa à 177 C (conduites 3, 7 11 et 25), précisément les quantités de vapeur extraite EX1 et EX2 pour une arrivée de vapeur donnée provenant de la chaudière BRL No. 8. Cette affectation agit également sur l'échap- pement vers les condenseurs C'l et C2 De plus, la vapeur totale demandée aux chaudières BRL No. 9 et BRL No. 10 qui est déterminée par le débit du registre des conduites 1 et 6 est également exigée par le régulateur (GV1 pour TG5, GV2 pour TG6), dont le réglage est fluctuant et commandé dans le même processus. En se référant à la figure 4A, dans le cas de la turbine TG5, on voit que le régulateur GV1 comprend un régulateur de charge de vitesse TCl commandant la vanne registre TH1 par la conduite 79. Le système de commande de la turbine comprend également deux régulateurs de pression PGV1, PGV2 arrivant respectivement sur les conduites 76 et 76' des transducteurs de pression PT. Le régulateur de pression GV1 commande par les conduites 77 les actionneurs Vl, V2 et V3 des sections haute pression, pression intermédiaire et basse pression respectivement. Le régulateur de pression GV2 commande les mêmes actionneurs par les conduites 78. On voit que le gain G entre un régulateur donné et un actionneur donné peut être inférieur à l'unité lorsque le signal est destiné à assurer un découplage interne. De la même manière la turbine TG6 est équipée d'un régulateur de vitesse ou contôleur de registre TC2 et d'un régulateur de pression PGV3 (non représenté), et qui fait partie du régulateur GV2 en répondant aux signaux de commande respectifs de vitesse et de pression. Une modification d'extraction AEX1 sur la conduite 3 et une modification de puissance AP1 provenant du généra- teur EG5 sont appliquées par le système d'ordinateur CPM après optimisation en imposant un réglage de référence EXI à PGV2 par la conduite 73 et un réglage de référence PS1 par la ligne 72 à TCl pour TG5 sur la figure 4. De la même manière, le CPM commande TG6 pour prescrire une nouvelle valeur de EX2 par un réglage de référence de PGV3 (non représenté) et/ou P2 par un réglage de référence PS2 à TC2 pour TG6. L'affectation des quantités de vapeur détermine la répartition des puissances générées Pl et P2 entre les turbines TG5 et TG6 d'après les opérations de microtraitement. Enfin, dans l'évaluation de l'optimisation par le système d'ordinateur CMP, le complé- ment optimal de puissance PTL à emprunter au réseau de distribution par la ligne 12 est également fixé, cette quantité d'énergie achetée au réseau dépendant, dans le processus d'optimisation du fait qu'il est plus ou moins économique ou plus ou moins coûteux de générer localement la puissance P1 + P2) ou d'acheter une certaine puissance PTL au réseau. Le fonctionnement du système d'optimisation va mainte- nant être décrit en se référant aux organigrammes des figures 5A à 5F ainsi qu'à la matrice des équations établies au tableau III et au modèle EVOP d'optimisation par des techniques de microtraitement présentées cidessous dans le tableau IV. Au départ (figure 5A) on s'assure qu'il y a ou non de la puissance générée c'est-à-dire par les turbogénéra- teurs TG5 et TG6. Il s'agit de tester si les circuits des turbines sont exploités au-delà d'un niveau minimal de puissance ou s'ils ont été arrêtés. Ceci est affirmé en 100. La conditions initiale, s'il n'y a pas de puissance est définie en 101 (COND(I)=0). Le système * passe alors à 103, le débit des registres de chaque turbo- générateur (TG5, TG6) est alors déterminé. en appliquant l'équation de débit des registres indiquée dans le tableau III (équation (3) pour TG5, équation (4) pour TG6). A cet effet, les puissances P1 et P2 sont mesurées à l'aide d'un wattmètre sur les lignes 5 et 9 respectivement. Les extractions de vapeur (Hi, L1) sur les conduites 2 et 3, respectivement, pour TG5 et (L2) sur la conduite 3 pour TG6, sont mesurées par des débitmêtres installés sur ces conduites (figure 2). On va maintenant considérer l'équation (3) à titre d'illustration, elle contient une sortie zéro avec un débit minimal de registre de 5540 kg/h, les valeurs mesurées sont reportées dans l'équation de la façon suivante: T1 = 0,75 H1 + 0,5 Li + 8 P1 + 12.000 (3) pour obtenir ainsi la valeur du débit dans le registre T1. La même opération est effectuée sur l'équation (4) du tableau III pour obtenir la valeur du débit T2 appliquée à l'unité TG6. T2 = 0,5 L2 + 7,2 x P2 = 12.400 (4) Le système passe alors en 104, o le débit massique global exprimé par les équations (i) et (2) permet de déterminer la vapeur C1 et C2 des condenseurs puisque: T1 = H1 + L + C1 et T2 = L2 + C2 (2) Ces calculs sont également effectués d'après le diagramme des débits de la figure 5E comme cela va être expliqué par la suite. A ce stade, tous les paramètres P1, T1, Hl, L1, Cl, P2, T2, L2 et C2 sont connus. Ils vont être utilisés pour appliquer la technique EVOP avec le modèle du tableau IV pour arriver à l'optimisation comme on le verra par la suite. On observe à ce moment que l'approche du modèle est basée sur des perturbations exercées sur le système sous la conduite d'une succession planifiée de tests. Il est important de considérer ici comment la répartition du débit de vapeur et la puissance sont amenées à converger vers une relation optimale. Une fois la relation optimale établie (en 185, figure 5C), la commande est appliquée (par la ligne 186, figure 5C) selon la présente invention comme on le verra par la suite. On montrera comment:les débits de vapeur sont effectivement et automatiquement répartis entre les deux turbogénérateurs afin d'obtenir les réglages de pression spécifiés. En se référant à la figure 2, on voit que le proces- sus industriel PRP, à un instant donné, reçoit par la ligne 13 une puissance électrique (PD = P1 + P2 + PTL) o PTL correspond à la puissance achetée au réseau de distribution (réseau TL). Il reçoit- également de la vapeur SD = SD1 + SD2 des collecteurs HD2, HD3 et des conduites 24 et 25. La vapeur consommée peut être de la vapeur de la conduite 24 sous 1518 kPa provenant de l'étage supérieur (HP sur la conduite 2) de TG5, ou de la vapeur dérivée par la vanne de réduction de pression W 1 à partir du collecteur HD1, sous 5876 kPa (conduite 21 venant de la chaudière BLR No. 9 par la conduite 24, la jonction J1 et la conduite 10. La vapeur de la conduite 24 peut également provenir directement à titre de complé- ment de la conduite 20 et de la chaudière BRL No. 8. D'autre part, la vapeur de la conduite 25 est de la vapeur sous 262 kPa fournie soit par l'extraction LI de la section LP de TG5 (conduite 3) et par l'extraction L2 de la section LP de TG6 (conduite 7), soit correspondre à de la vapeur dérivée par la vanne de réduction de pression VV 2 à partir de la conduite 2 et de la jonction J4. La demande du processus est la somme de la demande en puissance PD = P1 = P2 = PTL et de la demande en vapeur SD = SD1 + SD2. Un ordinateur reçoit des signaux d'entrée représentant PD (ligne 38), SD (ligne 37), Hi (ligne 61), Ll(ligne 62), L2 (ligne 63), l'échappement C1 du condenseur de TG5 (ligne 64), l'échappement C2 du condenseur de TG6 (ligne 65), P1 (ligne 66), P2 (ligne 67) et PTL (ligne 68). A la suite des calculs qui seront expliqués plus loin, le processus de commande est appliqué avec des signaux de commande KAP1 (ligne 51), AP2 (ligne 52), AHi (ligne:53), AL1 (ligne 54), et AL2(ligne 55), à la turbine et APTL (ligne 56) au réseau. Ces signaux de commande obtenus conformément à la présente invention superposent à la commande générale de gestion du processus de l'installation industrielle une commande d'affinage d'optimisation ou commande d'ajustage du processus également appliquée selon la présente invention. Le signal de commande AP1 de la ligne 51 est appli- qué à l'entrée de réglage de vitesse du contrôleur de registre TC1 qui, en réponse à un tachymètre TC associé à la fois à la turbine TG5 et au générateur EG5, régule le registre TH1 placé sur la conduite de vapeur 1 qui arrive à l'étage haute puissance H de la turbine. Il en résulte que la puissance P1 générée par EG5 sur la ligne est en fait régulée par un signal AP1 de façon à amener la vitesse du générateur à la vitesse de consigne. De la même manière, le signal AP2 sur la ligne 52 est appliqué au contrôleur de registre TC2 de la turbine TG6 et contribue à ajuster l'ouverture du registre TH2 placé sur la conduite de vapeur 6 en modifiant donc la puissance P2 délivrée par le générateur EG6 sur la ligne 9. L'ex- traction EX1 = L1 de la turbine TG5 est modifié par le signal de commande AL1 de la ligne 54 tandis que l'extraction EX2 = L2 est modifiée sur la turbine TG6 par le signal de commande AL2 de la ligne 55. Les générateurs EG5, EG6 sont typiquement des alternateurs synchrones si bien qu'un changement du réglage de vitesse entraîne un changement de puissance. Les régulateurs (GV1, GV2) font partie des boucles de commande de pression et de vitesse comprenant le contrôleur de registre (TC1, TC2) et la vanne de registre (TH1, TH2). La figure 4 représente schématiquement les régulateurs de pression et les actionneurs de vannes classiques installés, à titre d'illustration, sur la turbine TG5. L'actionneur V1 commande la pression de vapeur dans la section à haute pression HP de la turbine en contrôlant le registre TH1 pour lui faire admettre une quantité de vapeur plus ou moins grande provenant de la conduite 1 en réponse à la ligne de commande 69 venant du régulateur de vitesse TC1. De la même manière, l'actionneur V2 commande le débit intermédiaire dans la section basse pression LP de la turbine. La pression détectée par la ligne 75 et le capteur de pression PT à la sortie d'extraction 2 est utilisée par la ligne 65 pour établir par l'intermédiaire du régulateur de pression PGV1 la pression de vapeur constante désirée de 1518 kPa dans la conduite d'extraction 2. De la même manière également, l'actionneur V3 commande l'admission de vapeur provenant de la section LP dans la section condenseur en réponse à la ligne de commande 28 venant du régulateur de pression PGV2. La pression, détectée par la ligne 25' et le capteur de pression PT à la sortie basse pression 3, est utilisée par la ligne 76' pour établir, par l'intermédiaire du régulateur de pression PGV2, la pression de vapeur constante désirée de 262 kPa, dans la conduite d'extraction 3. En outre, le régulateur de pression PGV2 est modifié par un changement de réglage AEX1 prescrit sur la ligne 73 par le système d'ordinateur CMP comme résultat de l'opti- misation; tandis que l'actionneur V3 établit une valeur du débit de vapeur L1 = EXI à la conduite d'extraction 3 et un débit d'échappement de condenseur Cl venant de la conduite 4. De la même manière, un tachymètre TAC par la ligne 74 définit un réglage de puissance P1 appliqué au régulateur de vitesse de charge TC1 qui est lui-même affecté par une modification de réglage imposée à partir de la ligne 72 par le système d'ordinateur CMP comme résultat de l'optimisation. Des lignes parallèles dérivées des lignes 77, 78 et 79 appliquées aux deux actionneurs, en plus des lignes commandées selon les indications cidessus, diffèrent par leur gain G qui est inférieur à l'unité conformément à une pratique généralement connue de la commande des turbines. La figure 4A a été expliquée à titre d'illustration en considérant la turbine TG5 de la figure 2. Le régula- teur de pression et le régulateur de vitesse sont simple- ment conçus de façon similaire pour établir une extrac- tion de vapeur EX2 en réponse à une modification AEX2 imposée depuis le système d'ordinateur et une puissance cogénérée P2 en réponse à une variation AP2 imposée à partir du système de l'ordinateur dans le cas de la turbine TG6 de la figure 2. Une boucle de commande de demande est installée, elle est représentée schématique- ment sur la figure 4î, depuis le branchement au réseau de distribution en passant par le wattmètre associé, la ligne 10, le contrôleur de demande DC et la ligne 71 arrivant au système d'ordinateur CMP. Le contrôleur de demande est conforme au brevet US 3 872 286 Il existe également une boucle de commande de découplage qui fonctionne comme on l'expliquera par la suite. La commande hydraulique, en jouant sur les extractions (EXl, EX2) en fonction des points de consigne de pression maintenant une pression donnée, détermine l'amplitude de l'échappe- ment aux condenseurs (Cl, C2). La boucle hydraulique maintient la pression en ajustant l'échappement vers le condenseur, les débits des registres et la vitesse. Lorsqu'une commande est appliquée soit dans le cas d'une commande de demande modifiant la répartition de la charge électrique dans l'installation, soit dans le cadre d'une commande d'optimisation ou dans les deux, la modification de la puissance cogénérée (Pi, P2) et de la puissance PTL prélevée au réseau est déterminée par la modification de la répartition du débit de vapeur entre les unités et par un algorithme de découplage présenté plus loin quand les réglages de pression sont ajustés. Pour un débit total de vapeur T = Tl + T2 dans le collecteur HD1 conduisant aux turbines TG5 et TG6, le débit total de vapeur T est égal a la somme des extrac- tions et des débits des condenseurs T = H1 = EX1 + EX2 + Cl + C2. Si l'une des extractions est fixée, par exemple, EX1, la seconde extraction EX2 est égale à T -EX1-C1-C2. Une modification de la puissance P2 sera réalisée en ajustant EX2. Si les extractions sont fixées, le réglage peut se faire sur CI et C2, c'est-à-dire sur les conden- seurs et si Cl est fixé, le réglage ne peut se faire que sur C2 en supposant qu'il est déjà situé au-dessus de sa limite inférieure. Ainsi, en considérant l'action de la commande sur TG6, une augmentation de C2 va augmenter P2 tandis qu'une diminution de EX2 va entraîner une augmentation de la puissance P2 conformément aux principes généralement connus de la circulation dans les turbines. D'une façon plus générale, la boucle hydraulique va commander et maintenir la pression selon l'échappement au condenseur, le débit de vapeur dans le registre et la vitesse de la turbine tandis que la technique EVOP selon l'invention va ajuster les réglages de commande d'après la solution optimale établie, définissant la relation entre les extractions EX1, EX2, les débits de vapeur dans les registres (T1, T2), les débits dans les condenseurs (Cl, C2) et conduisant à des puissances cogénérées P1, P2 et à une puissance PTL empruntée au réseau. La commande est effective dans le cas d'un turbo- générateur fonctionnant en mode automatique (AUTO). Par conséquent, il est nécessaire de s'assurer qu'une turbine ou l'autre ou les deux sont en mode AUTO avant de mettre en pratique le processus d'optimisation. En considérant d'une façon générale la figure 4A qui concerne la turbine TG5 et un système de commande de régulateur applicable de la même manière à la turbine TG6, il apparait que si la turbine est réglée sur MANUEL, l'opérateur de l'installation va définir les réglages du régulateur de pression correspondant à un mode de fonctionnement choisi et stable en considérant la demande réelle en vapeur et/ou en puissance. Ensuite, les turbines sont réglées sur AUTO, de sorte que le système d'ordinateur CMP peut calculer un réglage optimal et/ou un réglage de commande de demande qui entraîne des modifications, sur les lignes 72, 73 de la turbine TG5, par exemple. Les modifications nécessaires des réglages pour obtenir l'optimum calculé ou pour satisfaire les spécifications de la commande de demande sont effectuées grace à des contacteurs déplacés par de petits moteurs tournant dans l'un ou l'autre sens (selon le signe d'erreur à partir du réglage actuel) pendant un laps de temps qui correspond à l'amplitude du changement (ou de l'erreur à annuler) à effectuer. Ainsi, les signaux délivrés par le système d'ordinateur CMP qui, sur les lignes 72 et 73 de la figure4A, par exemple, représentent les résultats de l'optimisation, sont convertis en durée de fonctionnement des moteurs agissant sur les contacteurs. En se référant à la figure 4A, on peut voir que la ligne alternative à 60 périodes est couplée à un compteur CNT1 synchronisé avec les passages par zéro. La sortie du compteur CNT1 définit un intervalle de temps de 1/10ème de seconde (typiquement) définissant la résolution de la fermeture des contacts dans le cadre du programme de commande de fermeture des contacts (voir CCOCON en annexe). La figure 4A représente par les lignes 91 et 92 la commande du circuit CMOT de commande du moteur des contac- teurs auquel un changement de réglage SC est imposé par la ligne 88 pour la variable particulière du processus (par exemple la puissance P1 cogénérée sur la ligne 72 de la figure 4A, ou l'extraction de vapeur EX1 de la turbine TG5 demandée sur la ligne 73). Le circuit CMOT traduit sur la ligne 96 la commande en mouvement du contacteur CNCT de la même variable du processus (par la ligne 98). La ligne 91 est appliquée à un second compteur CNT2 dont la sortie sur la ligne 93 définit un intervalle de temps d'une seconde (typiquement). Cet intervalle de temps est utilisé sur la ligne 94 pour le comptage de la période de commande de la demande dans le contrôleur de demande DCO (voir la section commande de la demande en annexe). Par conséquent, toutes les secondes, la durée de la période de commande de la demande est mise à jour. En conséquence, à la fin de la période de demande (qui est typiquement de 15 minutes), la limite de demande affectée sera atteintepar le contrôleur de demande qui passe par une première période (4 minutes comme cela est indiqué dans l'annexe) d'absence de comman- de, suivie d'une période de commande de Bande Morte (5 minutes) et finalement d'une dernière période de Poussée Réglable et d'Absence de Commande de Bande Morte (les dernières 5 minutes). La commande peut être appliquée par la ligne 97 pour obtenir une réduction de charge (LDS) avec action sur l'installation par 98' ou par 97' pour augmenter la puissance cogénérée par l'intermédiaire du circuit COPC afin de compenser la réduction de puis- sance (par exemple en agissant sur la puissance PTL empruntée au réseau) et maintenir la demande PD. La réduction de puissance cogénérée peut se faire par 90 sur TG5 ou par 90' sur TG6. Ces actions entraînent des modifications correspondantes de réglage SC des variables du processus (P1 ou P2). L'intervalle de temps de la ligne 93 déclenche un troisième compteur CNT3 qui établit sur sa ligne de sortie 95 un troisième intervalle de temps de 20 secondes (typiquement). Cette durée correspond à la récurrence de l'optimisation par le contrôleur d'optimisation OPC (voir en annexe la section des vannes de turbines et d'extraction) et de l'application de l'algorithme de commande de la demande, à savoir par la ligne 95' au DCO. Ainsi, par la ligne 99 sortant de l'OPC, une commande de vapeur est appliquée (circuit SCO) pour établir sur la ligne 89 allant à TG5 un débit d'extraction EX1, ou sur la ligne 89' allant à TG6 un débit d'extraction EX2, ou par l'intermédiaire de la ligne 99' une variation de la puissance cogenérée peut être nécessaire, elle affecte alors le circuit COPC et se traduit en AP1 pour TG5 sur la ligne 90 ou en AP2 pour TG6 sur la ligne 90' En considérant à nouveau le processus d'optimisation, la commande est effectuée aux pas 105, 108, 109 et 112 à 114 de l'organigramme de la figure 5A. Si à la question demandant si un régulateur est sur AUTO en 105, la réponse est non, le circuit sort en 106, car les deux régulateurs sont en Manuel (MAN) et que rien ne peut être fait pour arriver à l'optimisation. Si un seul des régulateurs est sur Manuel (MAN), par exemple celui de la turbine TG5 en 108 (celui de la turbine TG6 est en 112), alors l'extraction EX1 = H1 + L1 est réglée sur Manuel en 109. Ceci s'explique étant donné que si TG5 est sur Manuel, la commande de la répartition de vapeur doit être appliquée sur EX2 et/ou C2 pour l'autre turbine TG6. Il est néces- saire de fixer EX1 à un débit donné. Ceci se fait en 109. Si la turbine TG6 est en mode Manuel, la situation inverse est indiquée par les pas 112 et 113. Le pas 114 pose la questionde savoir si, après les pas 108 et 112, l'une ou l'autre extraction a été passée sur Manuel. Si la réponse est oui, elles sont toutes les deux placées sur Manuel et l'une est réglée par rapport à l'autre manuelle- ment. Lorsque cela est terminé, le système enregistre l'indice initial AN = 1 qui lance le premier pas d'un nombre cumulé des pas d'optimisation effectués avec un jeu donné de perturbations appliquées au modèle EVOP pendant l'optimisation, plus précisément cinq pas repré- sentés en 130 avant de poursuivre avec la commande. En se référant à la figure 5B, on voit qu'en 120 la puissance totale P et l'extraction totale sont déter- minées en se basant sur les entrées des lignes 67, 68, 69 pour la puissance et des lignes 61, 62, 63 pour les extractions qui sont appliquées au système d'ordinateur. Les wattmètres et les débitmètres délivrent ces infor- mations. A cet égard, on rappelle que (en 103) EX1 et EX2 ont été déterminés et que (en 120) le calcul des sommes P = Pl + P2 + PTL et EX1 + EX2 = EX est effectué. Pour cette dernière quantité, lorsque cela est nécessaire, le débit de vapeur dérivé par la vanne de réduction de pression VV2 sera pris en ligne de compte en considérant la colonne 10 de la matrice du tableau III. Il faut maintenant se référer au modèle de base suivant pour l'optimisation EVOP du tableau IV. TABLEAU IV ESSAI No.1 NO.1 No. 2 -DEBIT DEBIT DU DBIT DU D'EXTRACTION CONDENSEUR CONDENSEUR OOUT EX1 C1 C2 BASE BASE1 BASE2 BASE -- 1 BASE - a BASE2 - a2 BASE -a3 1 2 BASE+a1 BASE -a BASE 2- a2 OI UT 2 2 BAS3 3 a3 3 BASE1 BASE2 + 2a2 BASE3 - a3 COOT3 OU3 4 BASE1 BASE2 BASE3 + 3a3 COUT4 Ce tableau est uniquement donné à titre d'illustration. Dans l'exemple, il s'applique à deux turbogénérateurs comme ceux qui sont représentés sur la figure 2 illus- trant un mode de réalisation préféré de l'invention. La table comprend trois colonnes pour EXl, Cl et C2 respectivement. En ce qui concerne EX2, on remarque que si les variables sélectionnées pour l'introduction d'une perturbation sont le débit EX No.1, le débit du conden- seur C No. 1 et le débit du condenseur C No. 2, c'est-à- dire que si le débit d'extraction EX1 et le débit total d'extraction EX utilisé par le procédé pour ce qui concerne la vapeur sont connus, le débit EX2 d'extraction de TG6 est connu par différence. D'autre part, si les débits d'extraction et des condenseurs sont connus, ils sont utilisés pour calculer les débits des registres Tl, T2. Finalement, d'après les débits des registres et les débits d'extraction connus, la puissance générée est calculée. La puissance empruntée au réseau est la puissance totale PD à laquelle on retranche la somme des puissances cogénérées Pl et P2. La valeur du coût horaire établi pour chaque ligne de la conception expérimentaire peut être calculée à partir de la sonmme des débits des regis- tres multipliée par le coût de la vapeur auquel on ajoute la puissance du réseau multipliée par le coût de l'énergie achetée ce qui est illustré à la dernière du tableau III. Dans l'article intitulé: "Process Improvement with SIMPLEX Self-Directing Evolutionary Operation" par B.H. Carpenter et H.C. Sweeney dans Chemical Engineering du juillet 1965, la méthode d'optimisation EVOP est présentée. Cette méthode est basée sur une matrice de plusieurs variables de processus perturbées par des incréments prédéterminés successivement d'après une série de tests révélant une situation améliorée, après quoi, d'après les meilleurs résultats obtenus, un nouveau jeu de valeurs est adopté pour les variables du processus et l'opération se répète jusqu'à ce que les résultats convergent vers un optimum. Ces tests ont, dans les années passées, été effectués en ligne en perturbant le processus. Au contraire, on tire parti du fait que les variables du processus sont comme cela a déjà été indiqué, toutes ramenées en débit de vapeur à partir d'une source de génération de vapeur commune, y compris la puissance électrique qui est convertie en débit de vapeur correspon- dant. L'équilibrage des débits massiques permet de traduire immédiatement tout changement de l'une des variables du processus ou de plusieurs de ces variables en un changement de coût. Par conséquent, l'évolution du modèle ainsi établi peut immédiatement être évaluée par simulation, donc sans qu'aucune action de commande réelle ne soit intervenue. Le processus de simulation est pour- suivi jusqu'à arriver à une répartition optimale de vapeur et de puissance. A ce stade, le résultat peut être reproduit dans le système c'est-à-dire en ajustant les points de consigne des boucles de commande en temps réel. La commande des turbogénérateurs et des vannes de réduction de pression associées est effectuée en consé- quence. Ainsi donc, ce qui autrement aurait pu prendre trop de temps pour maintenir inchangées les conditions imposées dans la matrice peut maintenant être effectué sur un jeu fiable d'événements avec le modèle de base de la matrice en tirant parti de la grande vitesse de fonctionnement inhérente à un micro-processeur, par exemple. En se référant maintenant au tableau IV (qui est la matrice du modèle illustré pour appliquer la méthode EVOP selon la présente invention), quatre tests sont typiquement nécessaires pour chaque itération, à savoir les rangées 1 à 4 suivant le "cas de base" (EX1, C2, C2) qui est testée à chaque pas (AN) pour lequel un nouveau jeu de perturbations al, a2, a3 doit être appliqué au test. En se référant maintenant à l'organigramme de la figure 5B, on peut voir en 120 que la puissance totale et l'extraction totale du processus industriel sont calculées à partir des débits de vapeur fournis par les débitmètres (FM) et de la puissance mesurée par les wattmètres (WM) et avec l'aide des calculs effectués à l'origine au pas 103 de l'organigramme (figure 5A). Comme résultats, il y a telle quantité de vapeur SD et telle quantité de puissance PD consommées par le processus industriel. Le système et la méthode selon la présente invention vont s'assurer de la façon dont la vapeur devrait être répartie entre les deux turbines TG5, TG6 de l'exemple, de la quantité de puissance générique qui doit être répartie entre la ligne 5 (Pi) et la ligne 6 (P2) et de la quantité de puissance qui doit être achetée (PTL) à la société de distribution d'électricité (ligne 12 et branchement TL). On rappelle qu'au début de la première itération dans la boucle principale ou boucle extérieure en 116 (figure 5A), AN = 1. Alors, en 121, dans le réseau WDEL, les deltas ou perturbations sont choisis comme égaux à al, a2, a3 pour les colonnes 1, 2, 3 de la matrice du modèle (tableau IV). En 122, la matrice est annulée, en effaçant toutes les données précédentes. En 123, les valeurs réelles de EX1, Cl et C2 connues d'après les pas 103 et 104 sont affectées à la première rangée de la matrice et les perturbations choisies sont appliquées. Par conséquent l'élément de la colonne 1 ligne 1 devient (EXl-al); l'élément de la colonne 2 ligne 1 devient (C&-a2) et celui de la colonne 3 ligne 1 devient (C2-a3) dans la matrice. En 124, 125 et 126, il est nécessaire de traduire dans le modèle l'état des condenseurs tels qu'ils ont été déterminés en (108, 109), (112, 113), et (114, 115) sur la figure 5A, en reportant EX1, Cl et C2 dans les colonnes respectives. Ainsi, si en 124 l'une ou l'autre des extractions EX1, EX2 est sur Manuel, alors, dans la colonne 1 la perturbation a1 doit être égale à zéro, ou WDEL(1) = 0. De même, en 109, si la turbine TG5 a son extraction sur Manuel, en 126 WDEL(2)=0, c'est-à- dire que l'on ne peut introduire aucune perturbation a2 dans la colonne 2. De la même manière, WDEL(3)=0 et a3 = 0 si 113 indique pour TG6 que EX2 est sur Manuel. Ceci est traduit par le pas 126. Si tous les états 124, 125, 126 correspondent à un état nul, aucune commande n'est possible. Alors le système sort en 128 par 29. Il n'y a aucune optimisation possible. Autrement dit, par 168, le système se prépare à des itérations successives avec la boucle intérieure en B sur la figure 5C. On suppose que le lancement avec un jeu de valeurs al, a2, a3 en 121 n'a pas été répété plus de cinq fois, ce dont on s'assure en 160 (figure 5D). S'il a été répété plus de cinq fois, la boucle d'itération la plus grande, c'est- à-dire la boucle extérieure n'est plus appliquée et la solution optimale en 13 et 185 est considérée comme ayant été trouvée. Donc, par 186, le processus d'optimisation est terminé et le système passe à la commande de demande au cours de laquelle les spécifications de la commande de demande sont combinées avec les spécifications de la répartition optimale. Les spécifications de commande combinées sont converties en point de consigne comme ceux qui sont appliqués pour TG5 par les lignes 72, 73 au régulateur de vitesse en charge TC1 et au régulateur de pression PGV2 (figure 45 conformément à la présente invention. On peut également effectuer un test de la solution optimale par rapport aux spécifications de commande de demande comme cela sera expliqué par la suite en se référant à la figure 5C et au listage donné en annexe. Autrement dit, jusqu'à ce que le nombre 5 ait été atteint en 130, le système va continuer le processus d'itération sur la boucle intérieure avec des valeurs décroissantes des perturbations al, a2, a3 pour l'inter- valle delta en cours, jusqu'à dix fois comme l'indique le pas 134. A l'origine le critère de performance (ou valeur du colt) est amené à zéro (PERCRT = 0). La valeur de N est amenée à zéro en 132 de façon que la boucle interne puisse être démarrée. En 133 les itéra- tions sont lancées et comptées (N = N + 1). En 134, le maximum de 10 itérations est enregistré. S'il a été atteint par 143, le fonctionnement de la boucle inté- rieure est arrêté et la boucle principale en 160 (figure 5D) subit un autre cycle (AN = AN = 1). Jusqu'à ce moment, la boucle intérieur EVOP est appliquée à partir de 135 (figure 5B) par le micro-ordinateur de la façon suivante: En 135, la valeur de la ligne 1 et de la colonne 2, à savoir 1(1,2) est vérifiée par comparaison au minimum acceptable pour le débit du condenseur Cl. A cet effet, l'équation No. 16 du tableau II indique que C1 ne devrait pas être inférieur à 4536 kg/h. On suppose qu'il existe en 128, dans le système, une commande possible, par exemple qu'en 168 la boucle d'itération mineure peut être excitée en B; le critère de performance PERCT a été initialisé en l'amenant à zéro en 131, en 132 le premier pas de la boucle d'ité- ration mineure a été lancé en faisant N=0. Maintenant en 133, les pas supplémentaires sont lancés (N = N+1). A chaque pas de ce type, la disposition des rangées et des colonnes du tableau IV est examinée et les coûts sont établis pour chaque rangée (coût 1 à coût 4). Les coûts ainsi déterminés sont calculés pour déterminer laquelle des rangées 1 à 4 a le coût le plus élevé. Après avoir trouvé la rangée ayant le coût le plus élevé, la moyenne de chaque variable des trois rangées restantes est calculée, doublée puis la valeur de la variable corres- pond au cas de coût le plus élevé ou cas le plus défavorable en est retranchée. Lorsque ceci a été établi pour chaque colonne (EX1, Cl, C2), on reporte le résultat dans un "nouveau de cas de base" qui est alors utilisé pour le prochain pas d'itération (N+1). Comme on le voit d'après le pas 134, cette procédure se poursuit unique- ment dix fois pour la valeur initiale donnée à delta (al, a2, a3). Si ce nombre est dépassé, par 143 et 165, le système passe en D (figure 5D) o delta est réduit de plus en plus pendant l'application du processus. Ainsi, pour disons al, les valeurs successivement choisies pour delta sonta1, al/2, al/3, al/4 (voir 162 sur la figure 5D). Avant de démarrer le pas d'itération de la boucle mineure, des réglages sont effectués avec le micro- ordinateur afin de vérifier que les variables qui doivent être perturbées sont bien situées entre les limites. A(1,1), A(1,2) et A(1,3) représentent les valeurs des variables de la rangée 1 et des colonnes respectives 1, 2 et 3 selon le pas 123. Ces trois contraintes sont définies par la ligne 16 pour Cl (à savoir 4536 kg/h) et par la ligne 18 pour C2 (à savoir 4736 kg/h) d'après le tableau III. Si C1=A(1,2) > CONDMIN(1) en 135, le système passe par 107 à C. Sinon, la contrainte est appliquée en amenant A(1,2) au minimum CONDMIN(1) par 137 et 138, c'est-à-dire en acceptant un handicap qui sera compensé en contrôlant l'extraction EX1 si cela est jugé possible en 139, dans la mesure o EX1 = A(1,1) est supérieur à la quantité dont C1 a été augmenté en 138. Si C1 est augmenté, la puissance P1 est augmentée, tandis que si EX1 est diminué, la puissance P1 est augmenté et inversement. Par conséquent, EX1 est diminué de la quantité différentielle "diff" déduite en 135 relativement à A(1,2) pour Cl. Une action sur EX1 est seule possible, mais dans la mesure o EX1 = A(1,1) ne peut pas être négatif. Cette condition est vérifiée en 141. Si en 151 A(1,1) 167 o la limite de C2=A(1,3) est vérifiée (CONDMIN(2)). Si, en 145, la différence entre A(1,3) et CONDMIN(2) est positive, la commande est possible avec le condenseur C2. Sinon, on accepte un handicap en 147 en faisant C2 = A(1,3) = CONDMIN(2), c'est-à-dire dans ce cas 4536 kg/h. A ce moment,à partir de 167, la boucle interne proprement dite peut être appliquée de la façon suivante: En 146, on demande un calcul de puissance (Pi, P2) qui est effectué en E et par la ligne 159 de la figure E, comme on le verra plus loin. Les débits des registres T1, T2 sont déterminés à partir de maintenant d'après 103 et compte tenu des valeurs détectées ou déduites (EX1, EX2, Cl, C2, Pi, P2). Maintenant, en 148, la matrice du tableau IV est chargée dans les rangées 2 à 4 avec les valeurs al, a2, a3 conformément à la rangée 1. Les valeurs de débit résultantes sont vérifiées en 149. A partir de T1, T2, EX1, EX2, Cl, C2, les valeurs de P1 et P2 sont déterminées par E sur la figure 5E et par les pas 170 et suivants. A cet égard, les équations des registres sont utilisées, en 173 pour TG5 et en 175 pour TG6 et en 174 d'une façon plus générale. En même temps, on vérifie si le régulateur de TG5 (en 171), ou le régula- teur de TG6 (en 172), est sur AUTO. Si TG5 est sur AUTO en 171, le débit du registre T1 est ajusté automatiquement. Sinon, par 173, TH1 est réglé manuellement à la valeur T1 calculée. Si TG6 est sur AUTO en 172, le débit du registre T2 est automatiquement ajusté. Sinon, par 175, TH1 est manuellement amené à la valeur T2 calculée. D'après les informations obtenues pour T1, T2, EX1, EX2, C1, C2, les valeurs respectives de P1 et P2 pour TG5 et TG6 sont calculées en 174. Dans ce calcul, on s'assure cependant qae les limites du tableau III pour la puissance de la ligne 4 (P1 4000 et pour la ligne 17 (P2 > 3000) sont respectées. A cet effet, en 178, les valeurs minimales de P1 et P2 sont appliquées manuellement (après 176 si le régulateur correspondant n'est pas sur AUTO) , pour amener la puissance (I)=PMIN(I) si elle descend au- dessous du minimum. Les valeurs maximales de Pi et P2 sont appliquées en 180 et manuellement la puissance (I) est amenée à être égale à PIAX(I) si le maximum est dépassé. D'après ces valeurs affectées à P1 et p2, les valeurs des registres correspondants Tl et T2 sont calculées en 181 d'après l'équation des registres. Ceci peut conduire à une puissance zéro pour P1 ou P2 comme on le verra en 183 et dans ce cas à un débit de registre nul en 184. Le système passe alors à G. Le système passe également à G si P1 et P2 restent entre le maximum et le minimum comme cela a été vérifié en 177. Ayant déterminé P1 et P2 (figure 5E), le micro- processeur peut déterminer si une puissance complémentaire PTL doit être empruntée au réseau TL pour satisfaire la demande de puissance PD. Ceci est déterminé en 187 (figure 5F). PTL est comparé à la puissance minimale à acheter en 188. Si PTL est inférieur à ce minimum en 188, le minimum est accepté comme handicap en 190. Ensuite, au pas 189, on compare les débits calculés des registres (T1, T2) au débit maximal possible dans TH1, TH2. Si ce débit maximal est dépassé, le débit maximal admissible est accepté comme handicap reflétant une demande excessive de vapeur. Finalement, la boucle mineure d'itération, lancée en 133 (N = N + 1) est terminée en calculant les coûts des rangées 1 à 4 en 191 conformément au pas 150 de la figure 5C. A partir de ces valeurs de coûts des rangées 1 à 4 de la matrice du tableau IV, le cas le plus défavorable est mis de côté en 151. Comme indiqué ci-dessus, en 152, on fait la moyenne des trois autres lignes. La moyenne est doublée et la valeur du cas le plus défavorable est retranchée en obtenant ainsi en 158'un nouveau cas de base pour le nouveau pas N précédant en 133 le pas N+1. En 133, on s'assure que le perfectionnement du nouveau cas est inférieur à 0,2 ce qui traduit une convergence. Si la réponse est oui, le système passe au pas AN = AN + 1 en pour un autre pas d'itération important. Si le perfectionnement est trop grand (> 0,2), en 154, le système met à jour le critère de performance PERCT en 131, et la boucle mineure d'itération se poursuit comme précédemment (N = N + 1) jusqu'à N > 10, et à ce moment, par 143, le système effectue une autre boucle majeure d'itération (figure 5D). Lorsque la boucle majeure ou boucle extérieure est appliquée en 160, les perturbations introduites delta (WDEL(I)) sont à chaque fois divisées en 162 par AN1,2, 3,4 pour les pas successifs. Avant de prendre une autre valeur de delta (al, a/2 a a/4 et la source de a2, a3), on vérifie que la perturbation Cl ou C2 descend au dessous du minimum. S'il n'y a pas de diminution, WDEL (I) = 0 en 103. A chaque nouvelle ligne ou nouvelle expérimentation avec un incrément fractionnaire, la nouvelle ligne 1 de la matrice du tableau IV est amenée à égalité avec le cas de base précédent moins la nouvelle perturbation WDEL(I), en 164. Après un tel pas, AN=AN+1 en 360, le système passe à la boucle mineure pour un nouveau test (figure 5C), avec dix pas d'itération possible comme on le voit en]34. On observe que les contraintes sont traitées comme des handicaps (cots plus élevés) si l'on rencontre des débits de registres élevés ou des puissances de réseau faibles dans un jeu de test. Si l'on rencontre les limites du débit des condenseurs ou la puissance, alors les valeurs sont ajustées et les débits des registres recal- culés de façon à obtenir le coût convenable dans un jeu de données limitées mais valables, c'est-à-dire en confor- mité avec le modèle. Si un dispositif est sur Manuel, les écarts de perturbations delta sont amenés à zéro. De même, si un débit d'extraction atteint une limite, ou si un débit de condenseur atteint un minimum, le delta associé est amené à zéro. Ce faisant, il devient bloqué et s'élimine pratiquement de la procédure d'optimisation. L'invention a été décrite en considérant des turbines à vapeur. Mais il est bien entendu que la méthode EVOP de contrôle de la répartition de vapeur et de puissance s'applique à l'optimisation du fonctionnement d'une ou plusieurs turbines également en association. Dans ce cas, il n'y a plus de condenseur. Toute considération sur le débit du condenseur est remplacée par une considération d'échappement de turbine. On observe également que la méthode EVOP exposée dans un cas o la relation registre- puissance peut être considérée comme linéaire est appli- cable même si cette relation est non linéaire. C'est un autre avantage de la méthode d'optimisation de la présente invention qui n'est donc pas limitée, comme ce serait le cas avec les techniques de programmation linéaire classiques, par exemple, et peut donc s'appli- quer à des situations moins idéales de non linéarité. En se référant maintenant à nouveau à la figure 2, on voit que le système d'ordinateur employé pour mettre en oeuvre la méthode d'optimisation selon la présente invention est associé à un contrôleur de demande TLC destiné à mettre en oeuvre la commande de demande selon le brevet US-3 872 286 de R.E. Putman publié le 18 mars 1975. Pour cette application, le brevet Putman est ainsi incorporé à titre de référence. Dans ce brevet, le contrôleur de demande TLC répond sur la ligne 56 à des commandes venant du bloc du système d'ordinateur CMP pour déduire sur la ligne 57 un excès de demande AP exigeant de réduire les pertes électriques spécifiques de l'installation, de façon à maintenir la demande élec- trique totale au-dessous d'une limite affectée DL, comme cela est expliqué dans le brevet. Des charges qui peuvent être interrompus dans l'installation représentent une quantité définie de puissance consommée avec des contraintes de commutation spécifiques. Le système de contrôle de la demande tient compte des priorités établies entre les différentes charges et des contraintes imposées par les charges pour déterminer si une charge, par la ligne 98, devrait être mise en service ou réduite afin de rendre la production maximale tout en maintenant la consommation audessous d'une limite affectée pendant chaque période de facturation. Dans le contexte de la présente méthode d'optimisation pour la cogénération, la quantité de puissance cogénérée est valable dans la mesure o la puissance demandée au réseau PTL est dans les limites ou devrait dépasser les spécifications de la commande de la demande. Si l'on voyait que la demande PD était excessive d'après des prévisions faites pendant une période de minutes, la puissance Pl de la turbine TG5 serait augmentée au-dessus du minimum calculé précédemment et ce dans la limite de la charge. Ensuite, la charge sur la turbine TG6 serait augmentée, si la turbine TG5 n'était pas capable de fournir la charge supplémentaire. Un programme de commande de demande est prévu, dont les résultats sont superposés sous forme de sous-programmes à la solution du débit minimal du condenseur du programme d'optimisation grace à un intégrateur. Comme indiqué dans la section commande de la demande en annexe: TINPER = TINPER + 20,0 DEMPJO = 4,0 a (ENGPRCH + PUISSANCE * (DEMPER-TINPER)/3600) ERREUR = DEMPJO - DEMLIM N = IFIX (ERREUR/ALDINCR) ADDLOAD = ADDLOAD + FLOAT (N) X ALDINCR SI (ADDLOAD.LT. 0,0) ADDLOAD = 0,0 O: TINPER = durée d'une période (s) DEMPER = Période de demande (s) ENGPRCH = quantité calculée de l'énergie achetée pendant cette période (kW) PUISSANCE = Puissance distribuée par le réseau (kW) c'est-à-dire PTL DEMPJO = demande projetée à la fin d'une période de 15 minutes (kW) DEMLIN = limite de la demande dans la période actuelle de 15 minutes (kW) ALDINCR= incrément de pseudo-charge (kW) ADDLOAD= charge ajoutée à la turbine avec le débit de vapeur le plus faible de condensation (kW). D'après la figure 5C, si au pas 185 de la figure 5C une solution optimale a été trouvée, le système passe par la ligne 186 au pas 200 de la figure 5G qui fait partie de l'opération du programme de commande de la demande. La commande de la demande est effectuée selon les explications du brevet US 3 872 286 de R.E. Putman, au cours de périodes de demande successive de disons 15 minutes pour voir si l'objectif de la demande se situe audessus ou au-dessous de la limite de demande DL, pour calculer l'erreur, prévoir une bande morte sans commande, introduire un décalage et décider de sélectionner des charges commutables à réduire en fonction d'un ordre de priorité et de poids. La période de la demande est lancée par une impulsion ou envoyée par le wattmètre de demande de la société de distribution d'électricité toutes les 15 minutes. La période de demande est typiquement divisée et trois périodes élémentaires. La "première période" est une zone sans commande qui dure typiquement quatre minutes. La "seconde période" est une période au cours de laquelle la limite de la demande comprend un décalage fixe et dans laquelle la bande morte est appliquée. C'est une zone de commande qui dure typi- quement sept minutes, c'est-à-dire onze des quinze minutes du total. La "troisième période" correspond au reste de la période de demande au cours duquel le décalage est abaissé à zéro à la fin de la période de demande et la bande morte supérieure éliminée. La ocmmnde de la demande est effectuée lorsque la réponse à la question 200 est NON. Ensuite, en 203, on détermine si la période est inférieure à quatre minutes ("première période"). Si la réponse est NON, le système passe à 204, pas au cours duquel la durée restante de la période de demande est calculée. En 205, l'erreur projetée est calculée à la fin de la période. En 206, la bande morte est appliquée s'il existe une erreur négative plus faible que la bande morte, c'est-à-dire qu'en 207 l'erreur est amenée à zéro. Sinon, par 208 le système passe à 209 o on détermine si la période de la demande est inférieure ou supérieure à 11 minutes ("seconde période"ou non). Dans la "seconde période", le système en 212 applique le décalage fixe en l'ajoutant à l'erreur et en 213 la bande morte est appliquée. Lorsque la "seconde période" est échue, en 210, le décalage variable est ramené à zéro et en 211 l'erreur est ajoutée au décalage. A partir de 213 ("seconde période") ou de 211 ("troisième période"), le système passe en 214 o la variation de charge est reconnue selon l'erreur. Lorsque la commande de la demande n'a pas à être appliquée (OUI en 200, OUI en 203), le système passe de 186 à 218, c'est-à-dire selon la nécessité d'optimiser la commande des turbogénérateurs. Si la commande de la demande doit être appliquée, à savoir en 214, le changement de charge nécessaire est égal à l'erreur de 211 ou de 213, c'est-à-dire que ou bien des charges commutables seront réduites selon le programme de priorité, comme cela est explique dans le brevet Putman, sans dépasser la limite de demande DL, ou bien les turbogénérateurs seront utilisés pour reporter la puissance consommée achetée au réseau sur le groupe de cogénération. Dans le dernier cas, le système passe en 215, o il vérifie que la modification de charge est inférieure à la modification maximale admissi- ble. La commande de la demande a été décrite en se référant aux figures 2 et 5G dans le contexte de périodes de demande successive de durée constante (15 minutes dans ce cas particulier). Mais il est bien entendu que de telles périodes de demande au lieu d'être successives et adja- centes peuvent chevaucher selon la technique du créneau coulissant en permanence, chaque période de demande étant légèrement décalée par rapport à la précédente et par rapport à la suivante. En 216 et 217, une fonction d'intégration est introduite, elle est basée sur l'hypothèse que la génération dans le condenseur est susceptible d'absorber la variation. Par conséquent, en 216, la génération dans le condenseur est amenée à inclure la modification et en 217, le total ainsi obtenu est amené à une valeur supérieure ou égale à zéro. En 218 et 219, le système répond à la fois à une modification de la commande de demande telle qu'elle est définie en 214, ou à une modification de la commande d'optimisation définie en 186 par l'intermédiaire de 201. C'est la situation apparaissant aux points d'addition 307 et 308 de la figure 6. En 218, la turbine ayant le débit de vapeur le plus faible est identifiée et repérée LL, c'est la turbine dans laquelle il est moins coûteux de consommer de la vapeur pour générer de la puissance. En 219, l'autre turbine est identifiée et repérée MM, c'est celle dont le débit de vapeur est le plus élevé. Si la génération du- condenseur n'est pas positive en 220, c'est-à-dire qu'il n'y a pas de commande de demande à satisfaire, il peut être possible de réduite la puissance achetée si c'est la source d'énergie électrique la plus coûteuse. On détermine d'abord en 221 quel sera le coût de la puissance générée. Ensuite, en 222, cette valeur est comparée à l'achat de la même quantité d'énergie au réseau. S'il est moins coûteux de cogénérer de l'électricité, en 223, la puissance corres- pondante (AP1 ou AP2) est produite de façon à réduire la puissance PTL du réseau et à atteindre le minimum nécessaire. En 225, en venant de 220 si la réponse est OUI ou de 223, l'augmentation maximale de LL est la plus faible parmi la puissance de réserve, le turbogénérateur de réserve et la variation désirée de la puissance de condensation. Ayant déterminé la variation de puissance à obtenir de laturbine LL de faible débit, on sait en 226 que la modification à appliquer à l'autre turbine MM est la différence entre la variation totale et la variation sur la turbine LL. En 227, les puissances de sortie du * programme d'optimisation sont alors modifiées en appli- quant les changements de puissance ci-dessus. Finalement, en 228, o l'on arrive à partir du pas 226 ou du pas 222, le système passe au programme de commande des turbines qui comme on le verra plus loin implique le réseau de différence 325 de la figure 6 et le programme de commande des contacts 331 de ce réseau. Les différences entre la puissance réelle générée et la puissance désirée dans les programmes ci-dessus seront converties en une durée de fermeture et de commande des contacts a appliquer. Les pressions dans les collecteurs doivent être surveillées pour éviter d'ajuster les points de consigne d'extraction en dehors de la gamme utile. Le système est conçu pour fonctionner même lors- qu'une machine est hors service. Une horloge permet de calculer la durée de la période de demande et la période de cette horloge est automatiquement ramenée à zéro par l'impulsion de la période de demande comme cela est expliqué dans le brevet Putman. Les entrées analogiques suivantes sont appliquées: débit des registres (un pour chaque registre); débit d'extraction sous haute pression (un pour chaque débit); débit d'extraction sous basse pression (un pour chaque débit); débit des condenseurs (un pour chaque condenseur); les puissances des deux turbines P1, P2; la vanne de réduction de pression W1; i- pression dans le collecteur (collecteur HD No. 1) et la puissance PTL du réseau. Les entrées numériques sont entrée de l'impulsion du compteur du réseau et entrée de l'impulsion de la période de demande. Les sorties numériques se composent de huit points de contact. Lors de l'application de la commande d'optimisation avec commande simultanée de la demande (selon le brevet US 3 872 286 de R.E. Putman) un problème de stabilité se pose dans les systèmes à cogénération du type décrit ici. La puissance est créée en faisant passer de la vapeur à haute pression dans des turbogénérateurs pour obtenir à la fois de la puissance et de la vapeur de processus, des vannes de réduction de pression sont habituellement installées dans le système. L'une des fonctions des vannes de réduction de pression consiste à établir un déséquilibre entre la demande totale en vapeur et le débit de vapeur dans, et la puissance délivrée par les turbogénérateurs. Pour des questions de stabilité du système, les vannes de réduction possèdent normalement une caractéristique d'abaissement selon laquelle une modifi- cation du débit de vapeur ne peut être produite que par une modification de la pression du collecteur de vapeur du processus ou une modification du réglage de la commande de pression. Cependant, étant donné que les variations de pression affectent la puissance lorsque la commande nécessite une modification de la répartition du débit de vapeur et un ajustement des vannes d'extraction des turbines, des interactions se produisent et retardent l'atteinte d'un nouvel équilibre. Pour résoudre ce problème, la technique suivante est appliquée. Elle consiste à anticiper les variations de la répartition du débit de vapeur pour un réglage donné envisagé des vannes, une telle anticipation étant prise en ligne de compte lors de l'ajustement des vannes d'extraction des turbines. Un programme servant à cette anticipation résout ces interactions pour un jeu donné de variations désirées du débit de vapeur et de la puissance. Comme cela a déjà été indiqué, le programme traduit les variations correspondantes des réglages des régula- teurs de turbine et des vannes d'extraction en durée équivalente de fermeture des contacts qui sont ensuite appliquées. La puissance générée par les turbogénérateurs (AP1, AP2) peut être la seule variable commandée à certaines périodes. Dans d'autres périodes, seules des variations du débit de vapeur sont nécessaires (AEX1, AEX2). Lorsque deux types de variations des réglages de pression comme sur la ligne 73 pour AEX1 et sur la ligne 72 pour APi, sur la figure 4, et sur des lignes semblables pour la turbine TG6 et AEX2, AP2, il se pose un problème pratique du fait de l'interaction entre les actions exercées sur les comman- des dans le processus. Lorsqu'une répartition optimale de débit de vapeur/puissance a été déterminée par le système EVOP et doit être mise en pratique, le changement de réglage d'un seul dispositif à la fois de façon séquen- tielle exige de nombreuses exécutions de la séquence avant de réaliser en définitive la nouvelle répartition pour tous les débits. On va maintenant décrire une méthode de résolution des interactions inhérentes dans l'équipement c'est-à-dire leur "déccuplage'", avant de procéder à des modifications quelconques. Les dispositifs sont ensuite ajustés des quantités calculés tous en même temps, de façon que le jeu souhaité des modifications nettes de la répartition soit obtenu en un ou deux passages. En incorporant une bande morte dans la stratégie de commande, la vraisemblance de la réalisation d'un tel objectif augmente. Cette stratégie associe l'avantage de réduire au minimum la fréquence des modifications à appliquer au réglage des équipements donc d'augmenter la longévité des dispositifs de régulation et de réduire la maintenance. Le principe de découplage de la commande a été exposé dans le cadre d'un autre processus industriel dans la demande de brevet--US 367 830 déposée le 12 avril 1982, mais dans un contexte différent. Dans ce cas-là, le découplage se faisait entre les sorties de la boucle de commande. Le concept du découplage est maintenant mis en oeuvre comme on le voit sur la figure 6 par le bloc 327 dans lequel les décisions de commande du bloc 325 en plus de l'optimisation (DC) et de la commande de demande (DC) sont traitées mathématiquement en recherchant une solution aux équations simultanées par application de la méthode de Gauss-Jordan. Il en résulte que les variables de processus sont simulta- nément commandées en fonction des décisions de commande ainsi modifiées. De cette façon, un découplage est appliqué et ceci par commande exercée sur les différents réglages des modifications. A titre d'illustration, dans le cas des variables d'un processus comme celui représenté sur les figures 2 et 4, à savoir la variation de réglage AP1 de la puissance cogénérée par la turbine TG5, AEX1 pour la variation de réglage du débit d'extraction appliqué à l'installation à partir de TG5, AP2 pour TG6 et AEX2 pour TG6, la commande est conforme à la matrice indiquée dans le tableau V ci- dessous. En se référant au système de la figure 6, on voit que -le système d'équation correspondant est présenté sur la matrice du tableau V. TABLEAU V 1 2 3 4 sorties vers les régu- lateurs/entrées Menant AP1 AEX1 AP2 AEX2 de l'EVOP 1 -0f004 AP1 1 -0,01 AEX1 1 -0;004 AP2 -0,01 1 AEX2 Le tableau V est une matrice indiquant l'interaction sur un jeu de modifications à mettre en oeuvre. En se référant à la figure 6, on voit que la commande de demande est appliquée dans le bloc DC en réponse à une demande de puissance PTL (sur la ligne 330) venant de la turbine et à une limite de demande DL (ligne 331) affectée à l'installation, c'est-à-aire une limite en kW à ne pas dépasser pendant la période de demande, par exemple 15 minutes, et indiquée par le wattmètre de la société de distribution d'électricité). En conséquence, un calcul est effectué dans le bloc DC d'après les enseignements du brevet USade R.E. Putman déjà cité. La décision prise dans le bloc DC peut être de modifier P1 et de contrôler le turbogénérateur TG5 (par la ligne 305) en conséquence, ou de modifier P2 et de commander le turbogénérateur TG6 (par la ligne 306) en conséquence, ou les deux. En suppo- sant une commande de ce type, le réglage des points de consigne de la génération d'électricité par le turbo- générateur TG5 ou par le turbogénérateur TG6 ou les deux, sera modifié et amené à une nouvelle valeur. Ainsi, sur la ligne 305 venant de TG5 et sur la ligne 306 venant de TG6, un signal représentatif de cette commande sera transmis jusqu'aux additionneurs respectifs 307 et 308. Ces additionneurs répondent par des lignes correspondantes 301 et 302 aux signaux de commande déduits du circuit de la commande d'optimisation OC pour une référence de puissance P1 de TG5 (ligne 301) et/ou une référence de puissance P2 pour TG6 (ligne 302). Le bloc OC répond à des signaux indicatifs de la demande en puissance PD = P1 + P2+P L et à un signal indicatif de la demande en vapeur SD de l'installation. D'après les explications données jusqu'à maintenant au sujet de la technique d'optimisation entre la puissance de vapeur et la puis- sance électrique, une nouvelle puissance P1 est pres- crite sur la ligne 301 allant à l'additionneur 307 et un changement de puissance P2 est prescrit sur la ligne 302 arrivant à l'additionneur 308. Le bloc OC nécessite également des modifications définies pour l'optimisation des débits de vapeur. Ces signaux apparaissent respecti- vement sur les lignes 303 et 304. Les signaux de sortie pour la puissance déduite des additionneurs 307, 308 sur les lignes 309, 310 pour P1 et P2 respectivement, et les signaux correspondant à EXl, EX2 pour le débit de vapeur sur les lignes 303, 304, sont introduits dans un réseau d'objectifs 311. De la même manière un réseau réel 320 répond à des signaux représentatifs de la puissance réelle sur 316 pour TG5, sur 317 pour TG6 et à des signaux indi- catifs du débit réel de vapeur sur la ligne 318 pour PRV1, sur la ligne 319 pour PRV2. Un réseau différentiel 325 compare les lignes de sortie respective 312 à 315 aux lignes de sortie respectives 321 à 324 pour obtenir sur les lignes 326 les incréments ou décréments existants AEX1, AEX2, AP1, AP2. Dans le bloc 327 sont résolues simulta- nément les équations impliquées dans le réseau 325 en utilisant typiquement un algorithme de réduction de Gauss- Jordan. Le réseau de temps résiduel 329 répondant par la ligne 328 au bloc de solution 327 applique sur la ligne 330 l'instruction de commande effectuée en 331 par le programme de commande, à savoir en établissant des points de consigne correcteur PS1, PS2 (pour des boucles GV1 de TG5 et GV2 de TG6, respectivement sur la figure 2) afin de distribuer des puissances P1, P2 et PGV2 (comme représenté sur la figure 4 pour TG5), PGV3 (non représenté pour TG6) afin de répartir les débits d'extraction EX1, EX2. La tache de commande des turbogénérateurs est définie dans le "paragraphe de commande des Vannes des turbines et d'extraction" en annexe. A cet égard, en se référant à la figure 7A, on peut voir que la tache consiste d'abord à calculer les sorties découplées. Dans ce but, en 401, la charge réelle "ACTARR" (voir 320 sur la figure 6) est vérifiée avec les valeurs actuelles des débits d'extraction, à savoir (EX1, EX2) et des puissances (P1, P2): ACTARR (1) = GP TG5 ACTARR (2) = W38 TG5 ACTARR (3) = GP TG6 ACTARR (4) = W38 TG6 Ensuite, en 403 les valeurs cibles de la charge (voir 311 sur la figure 6) sont vérifiées, en faisant la somme de la valeur optimale et de la valeur de commande de demande pour les débits d'extraction (EX1, EX2) et pour les puissances (Pl, P2). Donc: TARGARR (1) = Puissance (1) TARGARR (2) = W38 EXT (1) TARGARR (3) = Puissance (2) TARGARR (4) = W38 EXT (2). En 403, les modifications (voir 324 sur la figure 6), sont calculées dans le réseau "DELIN", tandis qu'en 404 ces variations sont ramenées dans les limites voulues. En 405, on vérifie que la variable commandée est sur MANUEL, dans ce cas DELIN (I) = 0. En 406, le sous-programme de GaussJordan est appelé (voir 327 sur la figure 6). En 407 les sorties (voir 33 sur la figure 6) du sous- programme de Gauss sont transformés (voir 331 sur la figure 6) en durée equivalente de fermeture en incréments de /10ème de seconde. En 408, les sorties ainsi obtenues sont ramenées à l'intérieur des limites. En se référant à la figure 7B, à partir de 408, le système passe a 410 o se pose la question de savoir si la pression dans le collecteur à 262 kPa est inférieure au maximum admissible. Si tel est le cas, par 411, le système passe à 420 sur la figure 7C. Si la réponse à la question 411 est NON, une procédure est lancée pour vérifier la limite supérieure du collecteur à 262 kPa. En conséquence, en 412, la question se pose de savoir si les deux extrac- tions (EX1, EX2) sont sur AUTO. On observe ici que si le régulateur de vitesse est sur MANUEL, il n'est plus possible pour le turbogénérateur de réduire au minimum le débht du condenseur ni de commander la répartition de la puissance avec cette machine. Il reste uniquement possible de réduire au minimum le débit du condenseur de l'autre unité. Si la réponse à la question 412 est NON, il y a deux possibilités: en 415 demander si EX1 est sur AUTO ou en 417 si EX2 est sur AUTO. Si la réponse à l'une des deux questions est OUI, le programme passe au pas 416 (pour EX1) pour abaisser EX1 de -IMAX(2) ou à 419 (pour EX2) pour abaisser EX2 de -IMAX(4) . Si la réponse est OUI en 412, le pas suivant est 414 pour imposer EX1 = -3 et EX2 = -2. Dans tous les cas, le système passe à 420 sur la figure 7C. D'après la figure 7C, en 420, la question consiste à savoir si le collecteur à 262 kPa a une pression supérieure au minimum et le pas suivant consistera à vérifier la limite inférieure du collecteur à 262 kPa. En 421, si la réponse à 420 est NON, il se pose la question de savoir si le réglage de EXi est à son maximum, c'est-à-dire grand ouvert. Si la réponse est NON, le système va essayer d'augmenter la puissance générée afin d'augmenter la vapeur disponible à l'extraction. Ainsi, en 422, EXI est porté au maximum. Sinon, l'action doit se faire sur l'autre machine et en 452, la question se pose de savoir si le réglage de EX2 est à son maximum. Si la réponse est NON, en 426, EX2 est porté à son maximum. En 424, à partir de 420 ou de 422 et également de 426, la question posée consiste à savoir si la puissance du réseau PTL est supérieure à la limite minimale affectée. Si elle ne l'est pas, en 427 des mesures vont être prises pour abaisser la puissance générée c'est-à-dire pour augmenter PTL' En 427, il s'agit de savoir si la puissance de TG5 (P1) doit être réduite. Siil en est ainsi, en 429, la question est de savoir si la puissance de TG6 (P2) doit etre augmentée. Si NON, en 427, la modification de TG5 est réduite de UN. Si OUI en 429, la variation de puissance de TG6 est réduite. Ensuite, en 431, les entrées du réseau (303, 304, 310, 311 de la figure 6) sont mises à jour avant de passer au programme de colmmande de sortie (figures 8 et 9). On trouvera en annexe le sous-programme de Gauss- Jordan. On va maintenant considérer un jeu d'équations simultanées de la forme: 2x1 - 7x2 + 4x3 = 9 x1 - 9x2 - 6x3= 1 -3x1 + 8x2 + 5x3 = 6 La procédure de solution est indiquée pas par pas dans les tableaux B à K et par l'algorithme illustré dans l'organigramme de la figure 9. La méthode de Gauss-Jordan pour la résolution d'un système de n équations simultanées à n inconnues est expliquée au chapitre y, pages 269 à 296 des "Applied Numerical Methods" par B. Carnahan, H.A. Luther et J.O. Wilkes publié par John Wiley & Sons, 1969. Les pages ci-dessus de cette publication de 1969 sont jointes ici à titre de référence. Le sous-programme de Gauss-Jordan, qui se-trouve en annexe, trouve le vecteur solution correspondant à un jeu de N équations linéaires simultanées en appliquant l'algorithme de réduction de Gauss-Jordan avec la stratégie de la diagonale pivotante. Le sous-programne commence en reportant la matrice source Q1 dans la matrice de travail Q2. En considérant maintenant la matrice Q2, on voib que la matrice de N par N+1 de coefficients apparaît dans les N premières colonnes de la matrice 'Q2(N,N1)', la Nl-ième colonne contenant le vecteur droit. Au K-ième passage de la procédure d'élimination, les éléments de la k-ième rangée sont normalisés en les divisant par l'élément pivot Q2(K.K). "DETER", le déterminant de la matrice des coefficients est mis à jour avant l'élimination de tous les éléments non nuls (à l'exception de l'élément pivot) dans la K-ième colonne. Si on rencontre un élément pivot dont l'amplitude est inférieure à "REF", le calcul s'arrête et "IFLAG" est amené à l'unité, ce qui permet au programme appelant d'imprimer un commentaire approprié. Sinon "IFLAG" est ramené à sa valeur zéro. - On va commencer par la matrice du tableau B comprenant les coefficients du jeu des équations simultanées men- tionnées ci-dessus: TABLEAU B 1 2 3 4 1 2 -7 4 9 2 1 9 -6 i 3 -3 8 5 6 La procédure consiste à diviser la première rangée par A(i,i) ce qui conduit au tableau C TABLEAU C 1 2 3 4 1 1 -7/2 2 9/2 -& __ _ 2 1 9 -6 1 3 3 8 5 6 Ensuite, la première rangée est retranchée de la seconde et la différence est placée dans la seconde rangée ce qui donne le tableau D. TABLEAU D 1 2 3 4 1 1 -7/2 2 9/2 2 O 25/2 -8 -7/2 3 -3 8 5 6 Le tableau E s'obtient en multipliant la nouvelle première rangée par A(1, 3) et en retranchant le résultat de la troisième rangée. TABLEAU E 1 2 3 4 1 -7/2 2 9/2 2 0 25/2. -8 -7/2 3 0 -5/2 11 39/2 La seconde rangée est normalisée en divisant par A(2,2) ce qui donne le tableau Fo TABLEAU F 1 2 3 4 1 1 -7/2 2 9/2 2 0 1 -16/25 -7/25 3 0 -5/2 11 39/2 Ensuite, la nouvelle seconde rangée est multipliée par A(2,1) et le résultat retranché de la première rangée. La différence est stockée dans la première rangée ce qui donne le tableau G. TABLEAU G 1 2 3 4 1 1 0 -6/25 88/25 2 0 1 -16/25 -7/25 3 0 -5/2 11 39/2 La procédure suivie ensuite consiste à multiplier la nouvelle seconde rangée par A(2,3) à retrancher le résultat de la troisième rangée, à stocker la différence de la troisième rangée. C'est le tableau H. TABLEAU H 1 2 3 4 1 1 0 -6/25 88/25 2 0 1 -16/25 -7/25 3 0 0 47/5 94/5 Le tableau I est obtenu en normalisant la troisième rangée c'est-à-dire en la divisant par A(3,3). TABLEAU I 1 2 3 4 1 1 0 -6/25 88/25 2 0 1 -16/25 -7/25 3 0 0 1 2 Le tableau J est obtenu en multipliant la troisième rangée par A(3,1) et en retranchant le résultat de la première rangée. ?ABLEAU J 1 2 3 4 1 1. _ _ 0 2 0 1 -16/25 -7/25 _30 1 2 Ensuite, la troisième rangée est multipliée par A(3,2) et le résultat retranché de la seconde rangée. TABLEAU K 1 2 3 4 1 1 O _ 4- 2 O 1 O 1 3 0 0 1 2 Le sous-programme est représenté par l'organigramme de la figure 9 sur lequel N est le nombre de rangées (trois dans l'exemple numérique cidessus) et le nombre des colonnes est au maximum égal à N+1 (quatre dans l'exemple). En 460, le déterminant DETER = 1,0, il est appliqué en 461 pour lancer le compte de la rangée K=D. Au pas 462, l'itération est K = K+1, avec en 463 la question: est-ce que K est supérieur à N. Si OUI, en 493, en 494 le drapeau IFLAG = 0 est positionné et il y a retour par 495. Si NON en 463, le pas 465 consiste à effectuer DETER = DETER + A(K,K). Jusqu'à ce que DETER soit réduit à 1.OE10, à savoir en 466, en 468 suivant le trajet 467, l'opération KP1 = K+1 est effectuée et l'opération J=KP1-l est effectuée en 469. La boucle en 470 est J=J+1, elle est effectuée par 472 et 473 jusqu'à ce que l'on ait J > NMAX en 471. En 472, le pas définit A(K,J) = A(K,J)/A(K,K). Si J > NMAX en 471, le système passe par 474 à 475 ou A(K,K)=1, et en 476, I = 0 est positionné afin de lancer l'itération I = I+1 en 477. Si I J 1 en 478, le système revient en passant par 479 en 462 pour une nouvelle itération K = K+1. Si I n'est pas supérieur à N en 478, la question est posée en 480 de savoir si I = K. S'il y a égalité, par 481, l'itéra- tion est répétée par 481 et 477. S'il n'y a pas égalité, la question devient "A(J,K)=0,9" en 483. S'il y a égalité, par 484 et 481, l'itération du pas 477 est répétée. Sinon le système passe par 485 au pas 486 o J = KP1 - 1, puis J=J+1 en 487 et jusqu'à ce que J ne soit plus supérieur à NMAX (en 488), le système revient par 492 et 481 au pas 477. Si la réponse à 488 est NON, on a en 489: A(J,J) = A(I,J)-A(I,K) x A(K,J). Enfin en 490 A(I,K) est rendu égal à zéro avant de revenir en 477 par 491 et 481. Si en 466, DETER n'est pas supérieur à 1.0E-10, le drapeau est ramené à l'état initial (IFLAG = 1) par 496 et le système revient en 495. En se référant maintenant à la figure 8 et à la section Annexe intitulée "sous-programme CCOCON" on voit que l'objet consiste à établir la configuration désirée de bit dans le registre "CCO" et puis à ne faire qu'un seul appel I/D, ceci tous les 1/10ème de seconde. Dans ce cas, la politique de commande consiste à démarrer toutes les modifications des réglages des contacteurs en mêam temps. Il n'y a pas de changement dans la période de vingt secondes pendant laquelle le système vérifie les nouveaux changements, en établissant ainsi la stabilité et, par l'intermédiaire d'un découplage, en atteignant rapidement l'optimum désiré. En se référant à nouveau à la figure 8 et au sous- programme COCON de l'annexe, on voit que ce programme est néanmoins appelé tous les 1/10ème de seconde (0,1 seconde). Si en 442 sur la figure 8 le drapeau COMPLT est faux, le programme se branche immédiatement en 442 sur SORTIE D'APPEL de façon que le cycle utile soit uniquement consommé quand un contact doit rester fermé. Sinon, par 443, si en 444 lors de la vérification de NEWDAT, le système trouve de nouvelles données présentes (NEWDAT = VRAI), par 445 le réseau NEWRESID est transferé en 446 au réseau RESIDTM, après quoi en 447 NEWDATA est positionné sur faux en 449, I = I = 1. En 450, on détermine si I > N. Sinon, ICNT est amené à zéro en 451. En 451 ICNT est alors forcé à zéro avant d'exécuter la Boucle No. 1 en 452. POur chaque contact, successivement, le signe de RESIDTM(I) est d'abord vérifier, s:il est négatif par 453 cela signifie que le point de consigne doit être abaissé, tandis que s'il est positif par 454 cela signifie que le point de consigne doit être augmenté. Si le point de consigne doit être abaissé, RESIDTM (I) est incrémenté en 455 (c'est-à-dire qu'il augmente vers zéro, puisqu'il est négatif), CCODN(I) devient vrai en 456 et ICNT est incrémenté en 457. Si le point de consigne doit être augmenté, RESIDTM(I) est décrémenté en 458 (c'est-à-dire qu'il est abaissé vers zéro puisqu'il est positif), en 459 CCOUP(I) devient vrai et ICNT est incrémenté également en 459. Si RESIDTM(I) est égal à zéro, ce qui se voit en 460, le programme se branche à l'instruction No. 3 et fait devenir faux en 461 à la fois CCOUP(I) et CCODN(I). Si INCT est encore égal à zéro en 453, à la fin du programme, ceci signifie que tous les RESIDTM(I) sont main- tenant égaux à zéro et que le drapeau CMPLT peut maintenant être annulé en permettant à CCOCON de se brancher immédiate- ment par 455 sur SORTIE la prochaine fois qu'ils sera appelé. CMPLT sera positionné à nouveau si un nouveau réglage doit être apporté à l'un des dispositifs. La figure 4 illustre la commande d'extraction d'une turbine équipée d'un système régulateur hydraulique. Là, des signaux électriques de commande représentant une variation désirée pour chaque variable du-processus sont déduits du circuit d'optimisation et du controleur de demande et appliqués au système de commande de façon à modifier les réglages des commandes. Les signaux de commande sont appliqués à des servomoteurs actionnant des contacteurs lorsque l'amplitude du changement désiré a été transformée en durée. Donc, le système régulateur est ajusté périodiquement et de façon discontinue en appliquant les modifications exprimées par le système informatique pour l'optimisation et/ou la commande de la demande. Cependant, l'invention est également applicable à un autre type de système de commande de turbine, en par- ticulier si la commande agit avec des signaux analogiques de commande, c'est-à-dire des signaux qui varient de manière continue en amplitude pour refléter le paramètre souhaité en valeur absolue: débit des registres, débit d'extraction, puissance exprimée en débit. C'est le cas en pratique, lorsque la turbine à vapeur comprend une commande d'extraction à régulateur électrique Woodward comme cela est bien connu. La commande de découplage a été illustrée en se référant à la figure 2 dans le contexte étroit de l'opti- misation des extractions des turbines seules (TG5, TG6), en supposant un débit nul dans les vannes de réduction de - pression associées, V2 par exemple. La commande de découplage admet une approche plus généralisée, si ce paramètre supplémentaire est pris en considération, et que des réglages des vannes de réduction de pression sont ajoutés au modèle expérimental EVOP du tableau V. Dans ce cas, chaque fois que la demande de l'installation est telle qu'elle ne peut pas être satisfaite uniquement par les extractions des turbines, il faut avoir recours à une commande de la vanne de réduction de pression pour combler la différence. Ce point est illustré ci-dessous en se référant aux figures 10, 11A, B, C et à la figure 12. Comme on l'a déjà dit, dans les systèmes à cogénéra- tion, o de la puissance est générée en faisant passer de la vapeur sous haute pression dans des turbogénérateurs pour obtenir à la fois de la puissance et de la vapeur de processus, des vannes de réduction de pression sont souvent installées dans le système. L'une de leurs fonctions consiste à rétablir les éventuels déséquilibres entre la demande totale en vapeur et le débit de vapeur traversant les turbogénérateurs et la puissance au'ils délivrent. Pour la stabilité du système, ces vannes de réduction ont normalement une caractéristique d'abaisse- ment, c'est-à-dire qu'un changement de débit de vapeur ne peut être obtenu que par un changement de la pression dans le collecteur de vapeur du processus. Lorsque l'on modifie la répartition des débits de vapeur, cela doit être anticipé et on doit en'tenir compte avant d'ajuster les vannes d'extraction des turbines car les réactions qui se produiraient autrement auraient pour effet de retarder l'établissement du nouvel équilibre. Le programme décrit ci-dessous supprime ces inter- actions pour un jeu donné de variations désirées de débit de vapeur et de puissance. Un système typique à cogénération est représenté sur la figure 10. Pour la commande des deux turbogénérateurs, le programme d'optimisation donnera dans ce cas, non seulement le débit d'extraction recommandé EX1 du turbo- générateur TG1, la puissance P2 recommandée délivrée par le turbogénérateur TG2 (et donc le débit de vapeur EX2 dans ce turbogénérateur), mais également les débits recom- mandés (VV, VV2) traversant les vannes de réduction PRV1 et PRV2. Ces débits s'ajoutent au débit total actuel traversant la vanne de commande de débit FC. Les vannes de réduction de pression et la vanne d'extraction des turbines ont toutes des caractéristiques débit/pression linéaires, comme on le voit d'une façon générale sur la figure 11A (pour la vanne d'extraction de la turbine TG1); sur la figure 11B (pour PRV1) et sur la figure 11C (pour PRV2). Si ces vannes devaient être contrôlées indépendamment, une modification de point de consigne devrait effectuée pour chaque dispositif en correspondance avec le changement désiré des débits qui le traversent, la pression PHDR dans le collecteur restant constante puisque le débit total reste inchangé. Ceci ne pose pas un grave problème de commande à condition que toutes les modifications soient mises en oeuvre simulta- nément. Mais si les turbogénérateurs doivent être commandés, en laissant les vannes de réduction répondre à un changement de pression du système, (créé par une légère variation de l'ouverture de la vanne FC pour maintenit le même débit sous une pression différente PRDR dans le collecteur), le problème deviendrait plus complexe et les interactions existantes devraient être supprimées avant de pouvoir établir la prochaine amplitude de toutes les variations et avant de les appliquer simultanémet. POur réaliser cela, le jeu approprié d'équations simultanées doit être établi dans le bloc 327 de la figure 12 qui est analogue au bloc de la figure 6 afin de relier les variations désirées des débits AWVV1, AVV2, et de puissance AP1, AP2 aux varia- bles de pression matériellement contrôlées ou plutôt aux variations de pression par le point de consigne SP1 du contrôleur de pression PC1 de la vanne PRV1, par le point de consigne SP2 du contrôleur de pression PC2 de la vanne PRV2, et par le point de consigne SP du régulateur de pression PG du régulateur GV de TG1 (voir figure 12). De même que sur la figure 6, pour le contrôleur d'optimi- sation OC, le contrôleur de gestion d'énergieEEMIC de la figure 12 répond aux vannes détectées depuis le processus industriel. Dans ce cas, à côté de SD, PTL' Pl et P2, les entrées sont VVW1 et WVV2, c'est-à-dire les débits dans les vannes de réduction de pression PRV1 et PRV2. La matrice du système présentée sur la figure 10 est indiquée au moyen du tableau VI suivant: TABLEAU VI SORTIES- A'Pl â'P2 A'PR1 A'PR2 A'PX1 'ENTREES 1 AP1 AP2 __ __ _ K2 AVV1 K3 AVV2 O -Kl K2 K3 K4 0 Les variables du tableau Vi sont définies de la façon suivante: AP1 - variation désirée de la puissance du turbogénérateur TG1 AP2 - Variation désirée de la puissance du turbogénérateur TG2 AVV1 Variation désirée du débit traversant PRV1 LVVA2 - Variation désirée du débit traversant PRV2 A'PR1 - Variation de pression du collecteur nécessaire pour obtenir une variation de débit AVV1 A'PR2 - Variation de pression du collecteur nécessaire pour obtenir une variation de débit AWVV2 A'PX1 - Variation de pression de TG1 nécessaire au régula- teur de commande GV pour obtenir la variation du débit d'extraction EX1. Pour des questions de stabilité du système, les deux vannes de réduction PRV1 et PRV2 ne vont presque jamais contrôler simultanément la pression du collecteur, mais elles seront prévues pour agir sur une partie de la gamme. Ainsi, ou bien TRV1 commande la pression et PRV2 est fermée; ou bien PRV1 est grand ouverte et PRV2 sert à commander la pression. Les coefficients du tableau VI sont les suivants: K1 - Variation de débit de TG2 par unité de variation de puissance; (si la courbe caractéristique de la turbine est donnée par EX2 = a = b(P2) alors K1 = b = *AEX2/A(P2) K2 - Variation du débit traversant PRV1 par unité de variation de la pression de sortie, dont le signe est négatif. K3 - Variation du débit traversant la vanne PRV2 par unité de variation de la pression de sortie dont le signe est négatif. K4 - Variation du débit par unité de variation du réglage de pression de la vanne d'extraction dont le signe est positif. L'équation d'équilibre des débits est établie en considérant que LEX2 est donné, de même que AWVV1 ou AWVV2; et TG2 doit avoir le réglage de pression de sa vanne d'extraction ajusté pour compenser la somme des autres différences de débit. Donc: K4EX1 = AEX2 + AWVV1 + AWVV2 de sorte que LEX1 est la seule variable dépendante. Cependant, il n'est pas suffisamment simple de modifier le SP de la vanne d'extraction PGV1 de la quantité AP1 puisque cela suppose que la pression dans le collecteur est restée constante. Si cela devait se produire il n'y aurait pas de changement dans PRV1 ni dans PRV2 et la répartition désirée ne pourrait pas être obtenue. Pour obtenir cette répartition, la variation totale du réglage de pression peut être obtenue en résolvant d'abord le jeu d'équations simultanées par l'une des équations suivantes: APX1(TOT) = A'PX1 + PR1 ou APX1(TOT) = A'PX1 + PR2 o PX1 est la pression qui correspond au débit d'extraction EX1, o PR1 et PR2 sont les pressions correspondant aux débits Wl1 et WVV2 sortant respectivement des vannes de réduction de pression PRV1, PRV2. En se référant maintenant à la figure 10, on peut voir un système dans lequel la vapeur sous 5876 kPa provenant d'une chaudière BLR1 est appliquée par une conduite ILi à une turbine d'extraction TG1 ayant une conduite à registre THL1, un échappement vers le condensateur G et dans une turbine à contrepression TG2 ayant une conduite à registre TH12 et une conduite d'extraction XT2. Le débit d'extraction est à 262 kPa, et appliqué à la turbine à contrepression TG2 ayant une conduite à registre TH12 et une conduite d'extraction avec un débit d'extraction XT2. Les deux turbines TG1 et TG2 sont couplées à des générateurs électriques correspondants EGi, EG2. La vapeur alimentant la turbine TG2 est dérivée par un ensemble de dérivations BPLI comprenant une vanne PRV1, réduisant la pression de 5876 à 62 kPa. En outre, la pression sous 5876 kPa provenant de IL est dérivée par une vanne de réduction de pression PRV3 vers une conduite MPL dont la pression est réduite à 1518 kPa. Là encore, la vapeur sous 1518 kPa est dérivée par une conduite de dérivation BPL2 comprenant une vanne de réduction de pression PRV2 ramenant la pres- sion à 262 kPa. Toutes les sorties de vapeur sous 262 kPa sont collectées par une conduite commune CL et transmises par un collecteur HDC à une conduite basse pression LPL. La répartition optimale de vapeur VVWl venant de PRV1, WVV2 de PRV2, XT1 venant de TG1 et XT2 venant de TG2 tient compte d'un critère imposé, par exemple les coûts de la vapeur délivrée par la chaudière BLR1, de la vapeur sous 262 kPa qui passe directement par PRV1, indirectement par PRV2 ou après dilatation dans une turbine TG1 et/ou TG2. TG1 est une turbine à condensation à simple extraction, tandis que TG2 est une turbine à contrepression. En conséquence, TG2 génère une puissance avec un meilleur rendement que TG1. Par conséquent, l'extraction EX2 de TG2 est portée au maximum. Puisque AP2 détermine EX2, on espère obtenir une commande ajustant le débit dans la conduite commune CL (ou régler la pression du collecteur HDR à PHDR) en agissant sur AP1 et sur AEX1 par réglage des points de consigne du régulateur de pression PGV de TG1. Ainsi, le débit et la pression sur la conduite commune CL dépend de VV1 (débit traversant PRV1) de VV2 (débit traversant PRV2) et du débit d'extraction de TG1, EX1. En se référant maintenant aux figures 11A, 11B, 11C, on peut voir la caractéristiques linéaire débit/pression de PGV (figure 11A) de PRV1 (figure 11B) et de PRV2 (figure IIC) qui sont présentés avec leurs points de consigne à mi-parcours (débit 50 %) entre un débit de 0 % et un débit de 100 % avec la pression commune PHDR' Le point de consigne SP sur la figure 11A est au-dessous de la pression réelle PHDR' et la commande peut être réalisée soit en réduisant cette pression commune soit en ajustant le point de consigne, en déplaçant la ligne caractéristique en parallèle jusqu'à ce que son milieu SP se trouve à la pression réelle PHDR'. Le point de consigne SP1 sur la figure llB est au-dessus et on peut faire une remarque semblable. En ce qui concerne la figure 11C, on peut observer que la caractéristique ne coupe pas du tout les conduites à niveau de pression réelle. En service, il n'y a pas de débit sortant de PRV2 dans des conditions de ce type. En dernière analyse, un certain débit EX1 traversant XT1 et/ou un certain débit EX2 traversant XT2 seront nécessaires ou imposés. De la même manière, il peut se faire qu'un certain réglage de PV1 ou de PV2 avant le collecteur HDC doive être effectué. Chaque fois qu'une commande intervient sur l'une de ces conduites, une interaction est susceptible de se produire, elle masquerait la mise en oeuvre réelle d'une modification ou d'un réglage sous la commande voulue. (La page suivante est la page A-1 des annexes). IDENTIFICATION DES NUMEROS DE REFERENCE PORTES SUR LES DESSINS LEGENDE No.Ref. FIGURE POWR(I)=0 100 5A COND(I)=0 101 5A Calcul du débit des registres à partir des débits d'extraction et de la puissance 103 5A Calcul du débit du condenseur à partir des débits des registres et d'extraction 104 5A Un régulateur au moins sur AUTO 105 5A REW No. 1 sur MANUEL 108 5A Extraction No. 1 sur MANUEL 109 5A PEG No. 2 sur MANUEL 112 5A Extraction No. 2 sur MANUEL 113 5A Une des deux extractions sur MANUEL 114 5A Les deux extractions sur MANUEL 115 5A Indice AN=1 116 5A Calcul de la puissance totale et de l'extraction totale 120 5B Initialisation des perturbations (WDEL) 121 5B Matrice d'optimisation Zéro (A) À122 5B Affectation des valeurs réelles d'extraction No. 1 de débit et des débits de condenseur dans la rangée 1 de "A" 123 5B Si l'un des débits d'extraction est sur MANUEL DEL(1)-0 124 5B Si le régulateur et l'extraction No. 1 sont sur MANUEL WDEL(2)-0 125 5B Si le régulateur et l'extraction No. 2 sont sur MANUEL WDEL(3)-O 126 5B SOMME WDEL (I) (-1,3) 127 5B LEGENDE No. Ref. FIGURE Critère de perforniance PERCT-0 131 5C N=0 132 5C N = N+1 133 5C DIFF = CONDMIN(+) -A(1,2) 137 5C A(1,2) = CONDMIN (1) 138 5C Extraction à l'optimisation 139 5C A(1,1) = A(1,1)-DIFF 140 5C A(1,1)=0 142 5C Appel de CALCPWR pour établir les nouveaux débits des registres et les nouvelles puissances 146 5C A(1,3)=CONDMIN(2) 147 5C Chargement dans les rangées 2-4 de la matrice "A" de la rangée 1 plus WDEL(1) 148 5C Fin de la conception expérimentale SSDEVOP 149 5C Appel de CALCPWR pour calculer les débits des registres, les puissances et le coût pour chaque rangée 150 5C Recherche du cas le plus défavorable dans le jeu de la conception expéri- mentale 151 5C Recherche de la moyenne de chaque variable restante dans l'ensemble, doublage du résultat et soustraction de cette valeur du cas le plus défavorable 152 5C Mise à jour du critère de performance 154 5C Soustraction de WDEL 910) de chaque paramètre dans le nouveau cas de base 155 5C AN = AN + 1 160 5D WDEL(1) = WDEL(1)/AN 162 5D Nouvelle conduite + dans la conception expérimentale = cas de base WDEL(1) 164 5D LEGENDE Ref.NO FIGURE Calcul du débit des registres à partir des débits d'extraction et des débits des condenseurs 170 5E Régulateur No. i sur AUTO 171 5E Régulateur No. 2 sur AUTO 172 5E Calcule du registre No. 1 à partir de l'équation des débits des registres 173 5E Calcul des puissances à partir des équations des débits des registres 174 5E Calcul du registre No. 2 à partir de l'équation des débits des registres 175 5E Régulateur sur AUTO 176 5E Puissance (1) = PMIN(1) 179 5E Calcul du débit des registres à partir de l'équation des registres 181 5E Puissance (1) = PMAX(1) 182 5E Puissance(l)-0 183 5E Registre(1) = 0 184 5E Solution optimale trouvée 185 5E Calcul de la puissance future du réseau à partir des.puissances affectées aux générateurs 187 5F Débit des registres au maximum 189 5F Puissance réseau = Minimale comme handicap 190 5F Calcul du coût de la vapeur par puissance totale pour ce cas 191 5F Augmentation de l'estimation des registres sous forme de handicap 192 5F Première période après la période 200 5G Calcul du temps restant dans cette période 204 5G Calcul de l'erreur projetée en fin de période 205 5G Erreur = 0 207 5G Erreur = Erreur + décalage 211 5G LEGENDE Ref.No. FIGURE Erreur = Erreur + décalage fixe 212 5G Variation de charge souhaitée = erreur 214 5G Génération Cond. = génération cond + variation 216 5G MM = indice de la turbine ayant le plus petit débit de vapeur 218 5G LL = indice de l'autre turbine 219 5G Calcul du coût de la puissance générée 221 5G Incrément visé de la puissance du générateur pour réduire au minimum la consommation sur le réseau 223 5G L'incrément max. OMLL est le minimum de: puissance de réserve réserve des registres variation désirée de la cogénération 225 5G Variation totale sur MM = variation totale - variation sur LL 226 5G Modification des puissances optimisées par variations de la commande de la demande 227 5G Réseau cible 311 6 Réseau cible 311 12 Réseau réel 320 6 Réseau réel 320 12 Réseau différence 325 6 Réseau différence 325 12 Solution des équations simultanées 327 6 Solution des équations simultanées 327 12 Réseau du temps résiduel 329 6 Programme de commande des contacts 329 12 Réseau du temps résiduel 329 12 Programme de commande des contacts 331 6 Chargement dans "ACTARR" des débits d'extraction et de la puissance 401 7A LEGENDE No.ref FIGURE Chargement dans "TARGARR" des indications optimales et de la commande de la demande pour les débits d'extraction et les puissances 402 7A Calcul des variations du réseau "DELIN" 403 7A Application des contraintes imposées par les limites 404 7A Si la variable contrôlée est sur MANUEL alors DELIN(I)-0 405 7A Appel du sous-programme de Gauss 406 7A Conversion des sorties des sous-programmes de Gauss en durées équivalentes de fermeture par incréments de 1/10ème de s 407 7A Application des contraintes de sortie imposées par les limites 408 7A Les deux extractions sont sur AUTO 412 7B EX1 = -3 414 7B EX1 SUR AUTO 415 7B Réduction de EX1 de la valeur -IMAC(2) 416 7B EX2 sur AUTO 417 7B Réduction de la EX2 de la valeur -IMAX(4) 419 7B Réglage de EX1 au maximum 421 7C Augmentation de EX1 due au réglage maximal 422 7C Réglage de EX2 au maximum 425 7C Augmentation d'extraction due au réglage maximal 426 7C Puissance de TG5 à réduire 427 7C Réduction de TG5 par 1 428 7C Puissance de TG6 à augmenter 429 7C Diminution de puissance de TG6 de 2 430 7C Mise à jour du réseau d'entrée pour com- mander le programme de sortie 431 7C Si COMPLT NON 441 8 Si NEWDAT NON 444 8 Mise à jour des durées résiduelles mémorisées dans ce programme 446 8 NEWDAT = FAUX 447 8 LEGENDE No.Ref FIGURE I=O 448 8 I=I+0 449 8 I.GT.N 450 8 ICMT=O 451 8 RESIDTh (O).LT.O 452 8 ICNT=O 453 8 COMPLT=. FAUX.. 454 8 RESIDTM(I)=RESIDTM(I)+1 455 8 CCODN(I)=.VRAI. 456 8 ICNT=ICNT+l1 457 8 RESIDTM(I)=RESIDTM(I)-1 458 8 CCOUP ( +).VRAI. ICNT=CNT+l 459 8 RESIDTM (T)=O 460 8 DETER=1.0 460 9 K=O 460 9 CCODN(I)=F CCOUP(I)-F 461 8 K=K+I 462 9 DETER=DETER+A(K, K) 465 9 J=J+l 470 9 A(K,J)=A(K,J)/A(K,K) 472 9 A(K,K)=1 475 9 I=O 476 9 J=J+0 477 9 I=K 480 9 A(J,K)=O 483 9 J=K+l 487 9 A(I,J)=A(I,J) -A(I,K)=A(K,J) 489 9 A(K,K)=) 490 9 IFLAG=0 494 9 1FLAG-1 497 9 Annexe (A-1) 001; 000 Sous-prograrmme de Gauss (N, N1, Q2, IFiAG) 0002 Réel Q2(N,N1) 0003 Référence des donnéestl.02 = 10/ 0004 C 0005 C R6duction de Gauss-Jordan d'un jeu de N équations simultanées 0006 C 0007 C Ce sous-programme trouve la solution vectorielle 0008 C correspondant à -un jeu d'équations linéaires simul- 0009 C tanées en appliquant la réduction de l'algorithme C de réduction de Gauss-Jordan avec la stratégie de 0011 C la diagonale pivotante. Le sous-programme coanmence 0012 C d'abord par copier la matrice source Q1 dans la 0013 C matrice de travail Q2. En considérant maintenant 0014 C la matrice Q2 la matrice de N/N+l coefficient appa- C rait dans les sept colonnes de la matrice 'Q2(N,N1) 0016 C la Nrme colonne contenant le vecteur droit. Au Kmne 0017 C passage du schéra d'élimination, K = TH, les élé- 0018 C ments de la rangée sont normalisés en divisant par 0019 C l'élément pivot Q2(K,K). 'DETER', le déterminant C de la matrice des coefficients est mis à jour avant 0021 C l'élimination de tous les éléments non nuls (à 0022 C l'exception de l'élfment pivot) dans la Kxme colonne. 0023 C Si le systEme rencontrait un élàoent pivot qui soit d'une amplitude inférieure à la "REF", le calcul s'arrêterait et le drapeau "InIAG" serait amené à l'unité, en permettant d'imprimer un ccmmentaire approprié par le programme appelant, sinon "IFLAG" est renvoyé avec sa valeur zéro. -0024 C C Réfrence: "Applied Numverical Methods" par 0026 C Carnaman, Luther et Wilkes, fJohn Wiley & Sons Inc. 0027 C (1969) 0028: DETER = 1,0 0029:0005 C : C Solution par élimination de Gauss-Jordan 0031: C 0032: 9 K, N 0033:0009 C 0034: C Mise à jour de la valeur du déterminant : C 0036:0008 DETER = DETER * Q2(K,K) 0037: C 0038: C Vérifier si l'élément pivot est trop petit 0039: C : Si (ABS(Q2(K,K), GT Ref) aller à 5 0041:0079 IFLAG 0042: Aller à 100 0043:0028 C 0044: C Normalisation de la rangée du pivot : C 0046: C Poursuite 0047: C KPlsK+l 0048: C JsKP1,N1 0049:0031 Q2(K,J) = Q2(K,J)/Q2(K,K) :0052 Q2(K,K) = 1,0 0051: C 0052: C Elimination des éléments de la Kèe colonne sauf le pivot 0053: C 0054: 9 I = 1,N :0062 Si (I.EQ.K. ou Q2'I,K).EQ.0.0) aller à 9 0056:0080 00 8 J = KP1, N1 0057:0082 Q2(I,J) = Q2(I,J) = Q2(I,K)* Q2(K,J) 0058:0080 Q2(I,K) = 0,0 0059:00RE Poursuite :00C8 IFLAG = 0 0061:00C9 Retour 0062:00C8 Fin Dimnsion du programme: 0209, Dimoension du groupe: 0030, Erreurs: 0000, Version: 12, Enregistrements binaires: 0006 REVENDICATIONS 1. Système de répartition d'un fluide arrivant par une pluralité de conduites d'entrée de fluide pour répondre à une demande en fluide par une pluralité de conduites de sortie parallèles comprenant au moins un collecteur commun recueillant du fluide provenant d'au moins de ses conduites de sortie parallèles, le système étant constitué par: des moyens de commande capables de changer de façon sélective le débit de ces conduites d'entrée et de changer en mête temps et sélectivement le débit dans ces lignes de sortie selon un critère prédéterminé; des moyens de découplage répondant à une variation voulue par les moyens de commande selon ledit critère et affectant l'une des conduites de sortie parallèles pour simuler une variation résultant dans le système de l'appli- cation des moyens de contrôle sur l'autre des conduites de sortie parallèles; et des moyens d'association de la variation voulue et de la variation résultant de la réponse à la fois aux moyens de commande et aux moyens de découplage simultanément pour modifier effectivement le débit de ces conduites d'entrée et de ces conduites de sortie afin de compenser ainsi la variation résultante. 2. Système selon la revendication 1 dans lequel le fluide est de la vapeur sous une pression supérieure dans les conduites d'arrivée de fluide et de la vapeur sous une pression inférieure dans les conduites de sortie de fluide, le système comprenant des vannes de réduction de pression (Wl1, VV2) entre lesdites lignes d'entrée et lesdites lignes de sortie, le critère des moyens de commande étant d'économiser l'énergie entre les débits dans les conduites de fluide de vapeur de différente qualité. 3. Système selon la revendication 1, comprenant au moins un turbogénérateur (TG5, TG6) admettant de la vapeur d'une conduite d'entrée de fluide et extrayant de la vapeur vers au moins une conduite de fluide de sortie (L1) tout en cogénérant de la puissance électrique. 4. Système selon la revendication 3, dans lequel le critère des moyens de commande est l'optimisation de la répartition de la vapeur pour générer de la vapeur et pour générer de la puissance. 5. Système selon la-revendication 4, dans lequel les moyens de découplage et les moyens de commande utilisent un ordinateur, cet ordinateur appliquant la méthode de réduction de Gauss-Jordan au débit réel mesuré sur lesdites conduites d'entrée et de sortie et aux variations voulues par ces moyens de commande pour obtenir les variations résultantes. 6. Système selon la revendication 5, dans lequel l'ordinateur applique la méthode EVOP basée sur un modèle impliquant des conduites d'entrée et de sortie ayant entre elles une relation de débit équilibré. 7. Système selon la revendication 5, dans lequel l'ordinateur applique la méthode de programmation linéaire avec plusieurs conduites d'entrée et de sortie ayant entre elles une relation de débit équilibré. 8. Système selon la revendication 1, adopté pour un système de cogénération comprenant au moins deux turbogénérateurs (TG5, TG6) alimentés chacun en vapeur par un registre à haute pression (TH1, TH2) pour générer de la puissance sous une pression d'extraction inférieure et pour laisser échapper de la vapeur à la pression d'un condenseur (Cl) tout en générant de la puissance électrique à la vitesse de fonctionnement de ces turbogénérateurs, en fonction de la demande en vapeur d'une installation et de la demande en puissance de l'installation, et l'association de: moyens informatiques répondant à une indication du débit de vapeur sous la pression du registre venant de chlacune de ces unités, une indication du débit de vapeur sous la pression d'extraction de chacune de ces unités et à une indication du débit de vapeur d'échappement sous la pression du condenseur de chaque unité, pour déterminer une variation de débit du registre et une variation du débit d'extraction de chaque unité selon lesquelles la demande en vapeur et la demande en puissance de l'instal- lation sont satisfaites avec un minimum de débit de vapeur s'échappant vers le condenseur; moyens de découplage répondant auxdites variations pour déterminer une action correctrice à exercer sur la variation du débit d'extraction d'une unité en liaison avec une variation de puissance de cette même unité, et pour déterminer une action correctrice à exercer sur la variation du débit d'extraction de l'autre unité en liaison avec la variation de débit d'extraction de la première unité; moyens répondant aux moyens informatiques pour établir avec chaque débit de registre d'une unité et chaque com- mande de débit d'échappement des réglages selon lesdites modifications et actions correctrices; et moyens de commande de régulateur répondant au débit établi dans les registres et au réglage de la commande de débit d'extraction pour obtenir un débit d'extraction et une génération de puissance correspondants. 9. Système selon la revendication 8, dans lequel de la puissance électrique est en même temps prélevée au réseau de distribution; ces moyens informatiques détermi- nant les quantités de puissance cogénérée et de puissance achetée au réseau en fonction du coût de la vapeur par unité consommée, du coût de la puissance électrique par unité cogénérée et du coût de l'unité d'énergie électrique achetée au réseau. 10. Système selon la revendication 9, dans lequel le coût de la puissance du réseau est supérieur au coût de la puissance cogénérée; ces moyens informatiques con- duisant à produire un maximum de puissance cogénérée avec un minimum d'échappement de vapeur dans le condenseur. 11. Système selon la revendication 10, dans lequel des moyens de commande de la demande sont associés à la consommation de puissance du réseau, ces moyens de commande de la demande répondant à une limite de demande de puis- sance affectée pour établir un changement soit de la demande soit d'excès de puissance pour satisfaire cette limite de la demande; ces moyens informatiques répondant en même temps à la demande de vapeur à la demande de puissance, au débit des registres, au débit d'extraction, au débit du condenseur et à la modification de puissance pour augmenter la puissance achetée au réseau lorsque la puissance cogénérée a déjà été optimisée et pour augmenter la puissance cogénérée en augmentant l'échappe- ment du condenseur lorsque la modification de puissance dépasse la limite de la demande. 12. Système selon la revendication 9, dans lequel les installations de turbines comprennent au moins un premier et un second turbogénérateurs ayant chacun un registre sur le débit d'entrée, un débit d'échappement au condenseur, au moins une sortie de débit d'extraction à basse puissance et un générateur électrique tournant à la vitesse du turbogénérateur associé pour délivrer de la puissance électrique; la demande en vapeur étant satisfaite par la somme des sorties des débits d'extraction de la première et de la seconde unités et la demande en puissance étant satis- faite par la somme des puissances délivrées par la première et la seconde unités et de la puissance achetée au réseau; ces moyens informatiques délivrant des signaux de commande pour déterminer lesdites puissances délivrées et lesdits débits de sortie d'extraction. 13. Système selon la revendication 12, dans lequel les signaux de commande satisfont à un échappement minimal de vapeur vers le condenseur d'une au moins de ces unités. 14. Système selon la revendication 13, dans lequel des moyens d'optimisation sont associés aux moyens informatiques, comprenant un modèle mathématique combinant la vapeur totale introduite dans chaque unité, le total de la vapeur extraite de chaque unité, l'échappement au condenseur de chaque unité et la puissance délivrée par chaque unité ramenée en énergie de vapeur consommée, ce modèle mathéma- tique établissant une répartition optimale de la vapeur et de la puissance pour chaque unité et entre les deux unités de façon à minimiser le coût de la vapeur délivrée et de la puissance délivrée cogénérée avec la vapeur. 15. système selon la revendication 14, dans lequel un modèle mathématique implique une programmation linéaire et tient compte des limites du débit de vapeur dans les registres, de l'extraction de vapeur sous pression infé- rieure, du débit d'échappement dans le condenseur et de la puissance cogénérée délivrée. 16. Système selon la revendication 14, dans lequel un modèle mathématique implique une EVOP par égalisation du débit de vapeur dans les registres au débit d'extraction du condenseur, la puissance cogénérée délivrée étant - prise en compte après avoir été exprimée en débit de vapeur de registre, débit de vapeur à basse pression et débit de condenseur. 17. Système selon la revendication 12, comprenant des moyens de découplage faisant partie des moyens infor- matiques et agissant sur les signaux de commande pour en calculer les écarts sous forme de commande effective, et les signaux de commande étant des réglages des commandes appliqués par l'intermédiaire du régulateur en termes de commande effective, ces signaux de commande étant des réglages contrôlés appliqués par l'intermédiaire des moyens de commande du régulateur pour compenser une commande excessive en effectuant un couplage entre les turbogénérateurs dans le système; ces moyens de commande du régulateur répondant aux réglages de commande, dont chacun est déplacé en fonction de la modification calculSe associée. 18. Système selon la revendication 17, dans lequel les modifications sont appliquées aux réglages de commande périodiquement et dans lequel les moyens de commande du régulateur sont manoeuvrés de façon discontinue. 1. Système selon la revendication 18, dans lequel les moyens répondant aux moyens informatiques comprennent des moteurs servant à ajuster la variable correspondante: débit des registres, débit de la vapeur basse pression et puissance électrique de chaque unité; et dans lequel les réglages de commande sont convertis en durée de commande par lesdits moteurs afin que lesdites modifications soient appliquées aux réglages de commande de façon discontinue pour chaque variable associée. 20. Système selon la revendication 19, dans lequel lesdites modifications sont appliquées simultanément à tous les réglages de commande.