FR 2568939 A1 19860214 FR 8416961 A 19841107 Système et procédé de cogénération d'énergie électrique et de vapeur d'eau utilisant une technique d'optimisation. La présente invention concerne la commande ou régulation de processus en général et, plus particulièrement, une technique de circuit de calcul en temps réel pour l'optimisation et la commande d'un processus. On connaît des techniques d'optimisation pour maximiser la production et/ou minimiser le prix de revient d'un processus industriel, spécialement en ce qui concerne la consommation d'énergie et la productivité corrélative. Ces techniques peuvent être appliquées particulièrement au génie chimique et elles ont été utilisées dans ce domaine pour établir des conditions de fonc- tionnement qui procurent une rétribution maximale des investissements tout en minimisant les prix de revient. La technique antérieure révèle des techniques d'optimisation mathé- matiques, comme par exemple les techniques de programmation linéaire et d'opérations évolutives. Ces dernières ont été mises en parallèle avec quatre autres outils utilisés dans le passé pour atteindre ces buts. Voir par exem- ple Chemical Engineering of July 5, 1965 "Process Improvement with SIMPLEX Self-Directing Evolutionary Operation" par B. H. Carpenter et H. C. Sweeney, pp. 117-126. Ces quatre démarches antérieures sont: 1) une recherche aléa- toire; 2) une exploration à une seule variable aléatoire; 3) un essai fac- toriel; et 4) un procédé dit de "steepest ascent" dans la technique anglo- saxonne. Le procédé EVOP, tel que conçu initialement, agit sur plusieurs va- riables clés du processus qui doivent être données, comme par exemple les points de consigne qui procurent au processus industriel les meilleurs résul- tats en termes de production à maximiser ou de coûts à minimiser tout en tenant compte des contraintes prédéterminées auxquelles sont astreintes de telles variables. Dans le cas de telles variables de processus qu'il faut régler, on effectue un ensemble d'essais initiaux avec des perturbations choisies de ces variables et on enregistre les résultats sous forme d'un critère de performance de l'installation. Le résultat inférieur est relié par une droite au résultat supérieur de deux autres essais afin de déterminer le niveau d'un essai nouveau et intermédiaire. Avec cette façon de procéder, chaque succession d'essais conduit automatiquement dans une région de résul- tats supérieurs. Ceci implique des calculs réalisés en marge avec l'assis- tance d'un ordinateur, ou d'un microprocesseur, et la détermination d'un nouvel essai dans la succession d'essais nécessaires entraîne l'écoulement d'une période de temps durant laquelle les conditions initiales peuvent avoir changé. Le temps nécessaire pour obtenir un optimum varie avec le nombre de points de consigne devant être perturbés et il existe par consequent une certaine incertitude dans l'obtention d'un optimum à la fin de ces ensembles d'essais expérimentaux si la technique EVOP est utilisée pour modifier en réalité les points de consigne des boucles de commande ou régulation de processus qui sont en fonction. L'objet principal de l'invention est de fournir une technique d'op- timisation perfectionnée. Un des aspects de l'invention réside d'une façon générale dans un agencement de génération de vapeur d'eau/énergie électrique comprenant au moins une turbine à vapeur alimentée en vapeur d'eau pour la production de vapeur d'eau d'une pression d'extraction plus faible et pour un échappement de vapeur d'eau à une pression d'échappement tout en engendrant de l'énergie électrique à une vitesse de fonctionnement donnée de cette turbine, cela en fonction d'une demande en vapeur d'eau de l'installation et d'une demande en énergie électrique de l'installation, l'agencement compre- nant en combinaison: des commandes asservies à un circuit de calcul pour engendrer les signaux de commande en fonction de la position des vannes d'admission et des vannes d'échappement; et un dispositif de commande de régulation réagissant auxdits signaux de commande en assurant un débit d'ex- traction correspondant à la production d'énergie électrique, ledit circuit de calcul réagissant à une indications du débit de vapeur d'eau à ladite pres- sion d'admission ainsi qu'à une indication du débit de vapeur d'eau à ladite pression d'extraction et à une indication du débit d'échappement de vapeur d'eau à la pression la plus faible en déterminant la position de ladite vanne d'admission et d'une vanne d'extraction pour laquelle les demandes précitées en vapeur d'eau et en énergie électrique sont satisfaites avec un débit d'échappement de vapeur d'eau minimal. Un autre aspect de l'invention réside d'une façon générale dans un procédé de cogénération de vapeur d'eau/énergie électrique pour répondre à une demande de vapeur d'eau et à une demande d'énergie électrique dans un processus industriel, avec une vapeur d'eau à un premier prix prédéterminé et avec l'aide d'énergie électrique achetée au réseau de distribution à un second prix prédéterminé, le procédé consistant: à déterminer le troisième prix d'une énergie électrique produite corrélativement avec ladite vapeur d'eau, à déterminer la quantité optimale de vapeur d'eau prélevée audit processus de cogénération, à déterminer les quantités optimales d'énergie électrique engendrée et d'énergie électrique achetée, de manière à harmoniser ainsi lesdites demandes en vapeur d'eau et en énergie électrique à un prix global minimal par rapport auxdits premier, second et troisième prix; et à commander le processus de cogénération de manière à fournir ladite quantité optimale de vapeur d'eau et des quantités optimales d'électricité engendrées et achetées. Il est souhaitable de pouvoir établir rapidement quel sera le résultat optimal avec un certain nombre de conditions initiales du processus qui ont été constatées et spécialement en réponse à une nouvelle demande en vapeur d'eau ou à une nouvelle demande en énergie électrique de l'installation ou en réponse à l'exercice d'une régulation de demande en ce qui concerne la limite de demande assignée au réseau de distribution. L'invention réside dans la maximisation de l'utilisation de vapeur d'eau prélevée sur un courant principal de vapeur d'eau par une installation pour vapeur d'eau traitée à travers au moins un premier et souvent un second dispositif de conversion de vapeur d'eau en énergie électrique. Le courant principal de vapeur d'eau est distribué à des premier et second convertis- seurs respectivement par des première et seconde entrées de vapeur d'eau régulées de façon indépendante. Les premier et second convertisseurs de vapeur d'eau comportent respectivement des première et seconde sorties de vapeur d'eau régulées de façon indépendante. Les premier et second conver- tisseurs présentent des première et seconde caractéristiques de réponse vapeur d'eau/énergie électrique en vue de fournir de l'énergie électrique suivant un mode de cogénération par rapport aux première et seconde entrées et sorties de vapeur d'eau. Des moyens sont prévus pour régler des débits de vapeur d'eau dans les premiète et seconde entrées et sorties afin d'engendrer de l'énergie électrique et de fournir de la vapeur d'eau aux première et seconde sorties en fonction d'une demande d'énergie électrique et d'une demande de vapeur d'eau prédéterminées de l'installation. Un réseau de dis- tribution est prévu pour fournir en fonction de ladite demande d'énergie Z568939 électrique, une énergie électrique complémentaire à un prix différent de l'énergie.obtenue à partir de la vapeur d'eau par cogénération. Le procédé d'optimisation est effectué en dehors du processus c'est-à-dire de façon indépendante, avec un modèle mettant en jeu un débit massique équilibré entre les première et seconde entrées et sorties de vapeur d'eau sur la base d'un réglage initial. Après que les affectations d'optimisation ont été détermi- nees, on donne aux première et seconde entrees et sorties de vapeur d'eau un nouveau réglage en fonction de cette optimisation indépendante à l'aide du modèle. L'optimisation indépendante est effectuée sur la base d'entrées et de sorties équilibrées sans l'assistance donc de caractéristiques d'enthalpie ou d'enthropie dans la détermination de l'énergie électrique obtenue par une production conjointe autre que celle appliquée dans les équations de debit d'admission du turbo-générateur. Les contraintes sont appliquées et il est tenu compte si ou ou non les entrees et/ou les sorties ont atteint leurs limites inférieure et supérieure pendant le procédé d'optimisation, ces limites étant acceptées comanme une pénalité dans l'évaluation de la réponse du modèle. La figure 1 est un schéma synoptique d'un processus de production con- jointe (cogénération) utilisé pour fournir de la vapeur d'eau et de l'énergie électrique à un processus identique; la figure 2 est un groupe à deux turbo-générateurs utilisé dans le processus de la figure 1 dans le but d'illustrer le mode de réalisation préféré de l'invention; les figures 3A et 3B montrent les caractéristiques de vapeur d'eau et d'énergie électrique des deux turbo-générateurs de la figure 2, respecti- vement; la figure 4A illustre l'interaction entre, d'une part, le système de cammande et, d'autre part, les régulateurs de vitesse et de pression et les actionneurs de vanne installés de façon classique sur une des turbines; la figure 4B illustre un système d'aiguillage pour les divers programmes et fonctions du système d'ordinateur commandant un système de turbogénéra- teurs à commandes hydrauliques tel que représenté sur la figure 4A; les figures 5A-5F sont des organigrammes illustrant le mode de commande d'optimisation du fonctionnement du système de cogénération selon l'inven- tion; la figure 5G est un organigramme combinant la commande de demande et la commande de turbines selon les figures 4A, 4B, 6, 7A, 7B et 8-9; la figure 6 est un diagramme synoptique montrant le flot d'informations dans le programme de commande de turbines mettant en oeuvre le système d'op- timisation des figures 1, 2 et 4A; les figures 7A, 7B, 7C, et 8-9 sont des organigrammes illustrant le réglage de pression effectué sous une commande d'optimisation et/ou de de- mande. En se référant à la figure 1, on voit que l'on y a représenté sous une forme synoptique une technique de commande et d'optimisation de procédé de cogénération de vapeur d'eau/électricité pour illustrer l'application pré- férée de l'invention. Les processus de fabrication PRP exigent une demande d'énergie ED sous la forme d'énergie électrique PD et de vapeur d'eau SD. L'énergie électrique et la vapeur d'eau sont prélevées par l'intermédiaire de canalisations et de lignes 13 et 26, respectivement, sur un processus CP de cogénération d'énergie électrique et de vapeur d'eau. Le processus CP est alimenté en combustible (FU) et en air (AI) ainsi qu'avec un complément d'énergie électrique (PP) acheté au réseau de distribution TL. Un système informatisé de modèle de processus PMD recherche et détermine les conditions d'optimisation pour les demandes d'énergie courantes au pro- cessus de cogénération par l'intermédiaire des canalisations et des lignes 13 et 26. A cet effet, le système PMD réagit: aux signaux représentant les contraintes (établis par un circuit SCO) imposées au système (capacité de production d'électricité; réduction maximale de vapeur d'eau; limite de pression; capacité de la chaudière; limite de débit d'entrée et de sortie des vannes d'admission et d'échappement; capacité minimale du condenseur); à des signaux représentant des entrées de modèle de processus (provenant d'un circuit PI) caractérisant le processus de cogénération (CP), et le niveau de demande d'énergie (prescrit par le circuit ED), par exemple la demande totale requise de vapeur d'eau et d'électricité. Le système d'optimisation de modèle de processus PMD établit les points de consigne optimaux définis par un circuit OST. Un modèle CMO de régulation DDC, remis à jour facultativement en fonction de l'algorithme de régulateur autoréglable REG réagit au point de consigne provenant du circuit OST de détermination de point de consigne op- timal, aux entrées de processus provenant du circuit PI et aux demandes d'énergie du circuit ED. L'unité de modèle de régulation CMO effectue la régulation du déroulement du processus de coproduction CP en faisant engen- drer par un circuit de sortie de système de régulation CSO les signaux de commande et exerce également une commande sur un circuit POV assurant des accélérations de processus en cas d'éventualité. En outre, il est prévu un modèle d'état stable SPM associé à un dispositif de commande d'adaptation et de génération de modèle de processus PMGA mettant en oeuvre le procédé d'op- timisation selon la présente invention et donnant une représentation de l'état automatique/manuel des unités en tenant compte si une unité est bran- chée ou débranchée et en rendant compte d'une modification des coefficients d'écoulement d'admission à mesure que se produisent des variations de pres- sion et/ou de température. En se référant à la figure 2, on voit que le processus de cogénération lui-même comprend de façon typique: une chaudière basse pression BLR N 8 (typiquement d'une capacité de 95 256 kg/heure de vapeur d'eau à 288 C sous une pression manométrique de 15,4 bars); une chaudière haute pression BLR N 9 (typiquement d'une capacité de 95 256 kg/heure de vapeur d'eau à 440,5 C sous une pression manométrique de 59,5 bars); et une seconde chaudière haute pression BLR N 10 (typiquement d'une capacité de 95 256 kg/heure de vapeur d'eau à 440,5 C sous pression manométrique de 59,5 bars). La chaudière BLR N 8 fournit à l'installation la vapeur d'eau complé- mentaire sous une pression manométrique de 15,4 bars et à une température de 288 C, par l' intermédiaire de canalisations 20 et 24, pour le processus en fonction des besoins en vapeur d'eau de l'installation. En outre, de la vapeur d'eau à une pression de 2,7 bars et à une température de 176,7 C satisfait la demande en vapeur d'eau SD et est fournie aux processus de production PRP (canalisations 3, 7 et 25). Les chaudières BLR N 9 et BLR N O10 communiquent par des canalisations correspondantes 21, 22 avec un collecteur 23 alimentant trois canalisations de distribution 1, 6 et 10. La canalisation 1 fournit de la vapeur d'eau à une turbine à condensation et à double extraction TG5. Les extractions à partir de la turbine TG5 sont fournies aux processus de production PRP. Une des extractions effectuée par la canalisation 2 vers la jonction J1 est dirigée sur les canalisations 20 et 24 fournissant notamment de la vapeur d'eau à une pression mancmétrique de 15,4 bars et à une température de 287,8 C. L'autre extraction est effectuée par les canalisations 3 et 25 et est de la vapeur d'eau à une pression manométrique de 2,7 bars et à une température de 176,7 C. La canalisation 4 s'étendant à partir de l'étage basse pression LP de la turbine TG5 aboutit au condenseur C1. La canalisation 6 s'étendant à partir du collecteur 23 fournit de la vapeur d'eau à une pression manométrique de 59,5 bars à une turbine à une seule extraction TG6. L'extraction unique est effectuée par la canalisation 7 vers la jonction J2 entre les canalisations 3 et 25 fournissant toutes deux de la vapeur d'eau à une pression mancmétrique de 2,7 bars et à une température de 176, 7 C. Les lignes 24 et 25 transportent donc de la vapeur d'eau à une pression manomé- trique de 15,4 bars et 2,7 bars respectivement vers le processus industriel PRP, comme requis par la demande de vapeur d'eau SD. Une indication de SD est envoyée sur une ligne 36 par des détecteurs SD1 et SD2 de demande de vapeur d'eau couplés respectivement aux canalisations 24 et 25 qui alimentent le processus PRP. La canalisation 8 s'étendant à partir de la turbine TG6 abou- tit au condenseur associé C2. Par suite de la détente de la vapeur d'eau et de la perte corrélative d'enthalpie dans la turbine TG5 à la vitesse de rotation, un générateur EG5 produit de l'énergie électrique P1 qui est trans- portée par la ligne 5 jusqu'à un noeud de jonction J3 o aboutit la ligne 12 s'étendant à partir du circuit de connexion TL du réseau de distribution. Un sous-système de commande ou régulation de commande d'énergie électrique est associé à la ligne 12. De façon similaire, un générateur EG6 entraîné par la turbine TG6 produit de l'énergie électrique P2 qui est transportée dans la ligne 9 jusqu'au même noeud de jonction J3. A partir de la jonction J3, une certaine quantité d'énergie électrique PD est acheminée par l'intermédiaire de la ligne 13 suivant la demande de l'installation. Des wattmètres détectent P1 sur la ligne 5, P2 sur la ligne 9 et PTL sur la ligne 12. Un complément d'énergie électrique PTL' nécessaire pour satisfaire la demande PD, est prélevé sur le circuit de connexion TL par la ligne 12. L'énergie électrique requise PD est envoyée par l'intermédiaire de la ligne 13 au processus indus- triel PRP. De la vapeur d'eau complémentaire sous une pression manométrique de 15,4 bars et à une température de 287,8 C, arrivant de la canalisation 20 de la chaudière BLR N 8 à la jonction J1, est ajoutée selon les besoins à la vapeur d'eau extraite arrivant de la turbine TG5 par la canalisation 2. La vapeur d'eau a une pression manamétrique de 2,7 arrivant de la turbine TG5 par la canalisation 3 et la vapeur d'eau arrivant de la turbine TG6 par la cana- lisation 7 s'ajoutent au-delà de la jonction J2 dans la canalisation 25 aboutissant au processus. A des fins de régulation et de distribution de vapeur d'eau, une première vanne de contournement VV1 présentant une capacité de réduction de pression de 59,5 bars à 15,4 bars est installée dans la canalisation 10 entre la canalisation 23 et la jonction J1 se trouvant sur la canalisation 2 de manière à contourner l'étage haute pression de la turbine TG5. Une seconde vanne de contournement VV2 présentant une capacité de réduction de pression de 15,4 bars à 2,7 bars est installée entre la jonction J4 de la canalisation 2 et la jonction J5 de la canalisation 25 pour contourner la turbine TG5 entre ces deux étages H et L. Ces deux vannes peuvent contribuer à déterminer combien de vapeur d'eau (débit de vapeur d'eau Hl mesuré par un débitnièmtre FM) est extraite par la canalisation 2 (VV1) et combien de vapeur d'eau (débit de vapeur d'eau L1 mesuré par un débitmètre FM) est extraite (VV2) de la turbine TG5 par la canalisation 3 et de la turbine TG6 par la canalisation 7. De plus, une vanne d'admission TH1 est placée dans la canalisation 1 aboutissant à la turbine TG5 et une vanne d'admission TH2 est placée dans la canalisation 6 aboutissant à la turbine TG6, ces deux vannes étant commandées par le régulateur associé, par exemple en fonction de la vitesse des turbi- nes, pour régler les admissions respectives de vapeur d'eau à partir du collecteur 23. Les débits d'admission T1 et T2 sont mesurés chacun par un débitmètre FM. Si l'on considère d'une façon générale les diverses arrivées de vapeur d'eau représentées de façon illustrative sur la figure 2, on cons- tate que, selon la demande SD1 de l'installation en vapeur d'eau à une tempé- rature de 287,8 C et à une pression manométrique de 15,4 bars sur la canali- sation 24 et en tenant compte de la capacité des chaudières (BLR N 8,-BLR N 9 et BLR N 10) ainsi que de la consommation des turbines par l'intermédiaire des lignes 1 et 6 et de l'extraction de vapeur d'eau à une pression manomé- trique de 15,4 bars à partir de la turbine TG5 et de la canalisation 2, la vanne de réduction de pression VV1 est commandée en conséquence de manière à maintenir la pression dans le collecteur au-dessus d'une limite inférieure. De façon similaire, si besoin est, la vanne de réduction de pression VV2 est actionnée pour fournir de la vapeur d'eau complémentaire à une tempéra- ture de 176,7 C et à une pression manométrique de 2,7 bars en direction de la jonction J5 pour que la limite inférieure de pression manométrique de 2,7 bars du collecteur soit respectée. Le procédé et l'appareil selon la présente invention ont pour objectif d'optimiser l'extraction des vapeurs d'eau à une température de 176,7 C et à une pression manométrique de 2,7 bars de l'une ou l'autre des turbines (EX1 de TG5 par la canalisation 3, et/ou EX2 de TG6 par la canalisation 7) et la production d'énergie électrique (P1 sur la ligne 5 par EG5 de TG5 et/ou P2 sur la ligne 9 par EG6 de TG6) en ce qui concerne le coft par unité de vapeur d'eau consommée et le coût par unité d'énergie électrique achetée, de manière à répondre à la demande SD + PD. C'est pourquoi, le processus de cogénération met en jeu les variables suivantes: Z568939 TABLEAU I SYSTEME VARIABLES 1. Turbogénérateur TG5: Débit d'admission (T=T1), sur la canali- sation 1. 2.: Débit d'extraction de vapeur d'eau à 15,4 bars de pression manométrique (H=H1), sur la ligne 2. 3.: Débit d'extraction de vapeur d'eau à 2,7 bars de pression manométrique (L=L1), sur la canalisation 3. 4.: Débit du condenseur (C=C1), sur la canali- sation 4. 5.: Puissance électrique (P=P1), sur la ligne 5. 6. Turbogénérateur TG6: Débit d'admission (T=T2), sur la canalisa- tion 6. 7.: Débit d'extraction de vapeur d'eau à 2,7 bars de pression manométrique (L=L2), sur la canalisation 7. 8.: Débit du condenseur (C=C2), sur la canali- sation 8. 9.: Puissance (P=P2), sur la canalisation 9. 10. Vanne de réduction de pression: Débit 69,5/15,8 (VV1), sur la canalisation 10. 11.: Débit 15,8/2,7 (VV2), sur la canalisation 11. 12. Energie électrique achetée: PTL' sur la ligne 12.- En outre, il existe un certain nombre de contraintes dans chaque si- tuation particulière. Ainsi, il existe un débit maximal possible de vapeur d'eau à travers la vanne d'admission (THI, TH2), quantité maximale d'énergie électrique P1, ou P2, pouvant être obtenue à partir des générateurs électri- ques correspondants (EG5, EG6). Le tableau ci-après II énumère les diverses équations linéaires mises en jeu dans le procédé d'optimisation conjointement avec les contraintes à respecter pour une combinaison particulière de varia- bles. Z568939 TABLEAU II LIGNE FONCTION DESCRIPTION N 01 Turbine TG5 Débit d'admission maximal (pour T1, canali- sation 1) N 2 Débit maximal à la pression intermédiaire (pour L1 + Cl, canalisations 3, 4) N 3 Débit d'extraction maximal de vapeur à la pres- sion manométrique de 2,7 bars (pour L1, canali- sation 3) N 4 Puissance maximale (pour P1, canalisation 5) N 5 Turbine TG6 Débit d'admission maximal (pour T2, canali- sation 6) N 6 Débit d'extraction maximal de vapeur à une pression manométrique de 2,7 bars (pour L2, canalisation 7) N 7 Puissance maximale (pour P2, ligne 9) N 8 Turbine TG5 Bilan du débit massique à partir de la relation de transformation: T1 = H1 + L1 + C1 (1) N 9 Turbine TG6 Bilan du débit massique à partir de la relation de transformation: T2 = L2 + C2 (2) N lO Turbine TG5 Equation du débit massique à partir des courbes caractéristiques de la figure 3A: T1 = 5 443 + 0,75 x Hi + 0,5 x L1 + 8 x P1 (3) N 11 Turbine TG6 Equation du débit massique à partir des courbes caractéristiques de la figure 3B: T2 = 12 400 + 0,5 x L2 + 8,57 x P2 (4) N 12 Collecteur HD2 Bilan du débit massique pour engendrer une demande nette SD1 de processus (canali- sation 24) SD1 = H1 + (1,124.WV1)-VV2 (5) N 13 Collecteur HD3 Bilan du débit massique pour engendrer une demande nette SD2 de processus (canali- sation 25) SD2 = L1 + L2 + 1,085 VV2 (6) N 14 Bar omnibus de transport d'énergie élec- trique PD = consommation d'énergie électrique (ligne 13) o PD = Pl + P2 + PTL (7) N 15 Turbine TG5 Puissance minimale N'16 Turbine TG5 Débit minimal du condenseur N 17 Turbine TG6 Puissance minimale N018 Turbine TG6 Débit minimal du condenseur Les équations du tableau II peuvent être transformées à l'aide du ta- bleau suivant III en une matrice. OEOlO'0ZL900'0 Z9O'L900' 0 -oD 9t 9úu' $' 9L T18T ' 5tOZ TBL'S LL lit T8Lú51 Zs_ L, t út VS19 L- t L SZS=- Z L 5- d'O-Q'o-LOt5L 9Z9ú, Ltvt-Lt 4 6 tt- L CJLt . cid-Z0 L 896 85 r g5Z, 1 9I ' úo t t l OO' 99 l 'O9E9 L-L t t P98 801 l ll(l6 L 9 5 Z Ld'JZ 'STZS LlS ozz ll d /8'51 /S'69 ZAAlAA 9S1 5D1.9 III glIqúl 2568939 La dernière ligne du tableau III indique les coûts de la vapeur d'eau consommée et de l'énergie électrique achetée, tandis que la dernière colonne indique à titre illustratif les grandeurs des contraintes existant dans le système. Dans le tableau Il, l'équation de débit massique (1) concernant la canalisation N 8 exprime simplement que pour la turbine TG5, la quantité de vapeur d'eau entrant (canalisation 1 de la figure 2) est égale à la somme des quantités de vapeur d'eau sortant (canalisations 2, 3 et 4 de la figure 2) . De façon similaire, l'équation (2) (canalisation 9) est l'équation du débit massique relatif à la turbine TG6 qui traduit le fait que la vapeur d'eau entrant par la canalisation 6 se divise totalement entre la canalisation d'extraction 7 et la canalisation de condensation 8 de la figure 2. L'équation (3) du tableau II est une équation dynamique rendant compte de la détente de la vapeur d'eau arrivant de la vanne d'admission (THIl) à un débit T1 à travers la turbine TG5 effectuant un travail et engendrant de l'énergie électrique (PI) avec, ensuite, une extraction de vapeur d'eau (Hl, L1). En ce qui concerne la turbine TG5, on se réfèrera à la figure 3A o les courbes caractéristiques sont représentées suivant une équation linéaire de la forme générale: T = a +a1 H + a2L + a3P. Pour une production nulle d'énergie électrique (P = Pi O) et pour une extraction nulle de vapeur d'eau (H = H1 = O, L = L = 0), on peut dire que la valeur de a représente le minimum de vapeur d'eau admis à travers la vanne d'admission (TH!) dans la turbine TG5 juste pour surmonter l'inertie et compenser les pertes. Cette valeur est représentée par l'ordonnée du point d'intersection A entre la ligne L (extraction zéro sur la figure 3A) avec l'axe des ordonnées (puis- o sance P zéro). OA = 5 443 kg/heure dans la représentation donnée 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), point qui est situé sur la caractéristique Ll, a2Ll représente-la translation verticale de B (extraction zéro) jusqu'à Ml (extraction LI). Dans l'exemple, L1 est égal à 18 144 kg/heure. En terme de débit de vapeur d'eau, l'énergie électrique cogénérée P1 le long de l'axe représentant la puissance est trans- formée des kilowatts en unités de débit de vapeur par le coefficient a3 = 8. Pour le premier étage, le point de fonctionnement Ml est déplacé horizontale- ment jusqu'au point d'extraction zéro nl (sur H o) dans la famille de courbes 16 z568939 (H). Le gain des courbes (H) pour la turbine TG5 est a1 = 0,75 comme indiqué en ligne N 10 du tableau II et en ligne N 10 de la matrice du tableau III. L'ordonnée Ni du point nI sur la caractéristique 29 216 kg/heure définit la valeur du débit d'admission T1 comme étant de 53 978 kg/heure. Ainsi, dans l'équation (3), pour TG5, a3 = 8; a2 = 0,5 et a = 0,75. De façon similaire, la figure 3B illustre à l'aide d'une seule famille de courbes la transformation dynamique, en terme de vapeur d'eau (kg/heure) à partir du débit d'admission T2 par suite d'une détente dans l'étage unique de la turbine TG6 pour engendrer de l'énergie électrique (P2) et fournir par extraction de la vapeur d'eau au processus industriel, cela en conformité avec l'équation (4) du tableau II. Ainsi, dans l'équation (4), les coeffi- cients sonta3 = 7,2; a2 = 0,5; et a1 O. Si on compare les équations (1) et (3), on voit que sur la base uni- quement du débit massique, les variables de régulation (T1, H1I, L, C1 et P1 pour la turbine TG5, et de façon similaire T2, L2, C2 et P2 pour la turbine TG6) présentent une relation mutuelle. Par conséquent, il suffit de ne modi- fier qu'un petit nombre de paramètres quand on cherche à optimiser la distri- bution de vapeur d'eau dans et entre les turbines et à produire de l'énergie électrique. Ces quelques paramètres étant choisis, on détermine tous les autres par simple calcul mathématique. Une fois que la technique d'optimisa- tion a été mise en pratique, et que l'on a trouvé une distribution préférée de vapeur d'eau et d'énergie électrique pour chacune des deux turbines et entre ces deux turbines, on règle le système, de préférence d'après les enseignements de la demande de brevet français N* 84 16 726 déposée le 30 Octobre 1984 au nom de la demanderesse pour:"Système pour répartir un fluide entre des conduites d'entrée et des conduites de sortie en parallèle pour répondre à une demande en fluide". Par conséquent, on attribue aux vannes d'admission (TH1 et TH2) un point de consigne et on règle également les valeurs pour les extractions (EX1 et EX2) ainsi que les débits (Cl et C2) des condenseurs. En d'autres termes, on tire parti d'une amélioration des coûts indiqués par le procédé d'optimisation pour satisfaire les demandes actuelles (SD et PD) du processus industriel. En se référant de nouveau à la figure 3A, on va supposer, à des fins d'illustration, que P1, c'est-à-dire l'énergie électrique cogénérée par la turbine TG5, ne peut pas être inférieur à 4 000 kilowatts ou supérieur à 9 17 2568939 kilowatts. Ces contraintes déterminent des débits d'admission totaux pour les deux points de fonctionnement M1 sur la droite 18 144 kg/heure (L1), et M2 sur la droite de débit d'extraction maximal supposé de 45 360 kg/heure (L2). Les caractéristiques de vapeur d'eau de la turbine TG5 comprennent, comme représenté, une famille intermédiaire de courbes de débit (IF) allant de zéro à 13 608 kg/heure par l'intermédiaire desquelles le point de fonc- tionnement M' rejoint, par i sur la droite zéro et par I sur la droite de 9 092 kg/heure, un point n' dans la famille (H) de courbes et un point N' sur la droite 27 216 kg/heure de cette famille, à savoir le point de fonction- nement pour le premier étage. Par conséquent, une valeur de débit maximal d'admission TM est définie par l'ordonnée de N', à titre illustratif 84 370 kg/heure, la valeur de débit d'admission minimale Tm étant de 53 978 kg/heure pour les points de fonctionnement M', N. Les courbes des figures 3A et 3B sont données par le fabricant. On les a généralement utilisées dans le passé pour calculer la relation entre le débit et l'énergie électrique engendrée dans le cas d'une turbine. On a tiré parti de cette possibilité dans la présente invention car, en utilisant uniquement les équations de débit massique et la relation entre le débit massique et l'énergie électrique, il n'est pas nécessaire d'avoir recours à une détermi- nation d'enthropie ou d'enthalpie quand on réalise la fonction d'optimisa- tion. On va maintenant se référer aux contraintes exprimées dans la dernière colonne de la matrice du tableau III à la lumière de l'installation de la figure 2. La ligne N 1 du tableau III indique que le débit d'admission Tl pour la turbine TG5 présente une contrainte maximale de 108 864 kg/heure. Les limitations dues à la section d'écoulement sont indiquées dans la ligne N 2 pour l'extraction de vapeur à 2,7 bars de la canalisation 3 et pour la cana- lisation 4 de condenseur, par exemple EX1 et Cl peuvent avoir un débit combi- né limité de 63 504 kg/heure. De plus, l'extraction C1 du condenseur ne peut pas être inférieure à 4 536 kg/heure comme mentionné dans la ligne N 15. La ligne N 3 indique que la puissance électrique PTL prévue sur la connexion au réseau de distribution ne peut pas dépasser 6 000 KW, tandis que la ligne N 4 indique que Pl, c'est-à-dire la puissance électrique cogénérée, est inférieur à 9 500 KW et supérieur à 4 000 KW (ligne N 14). De façon similaire, pour TG6, les contraintes sont: T2: 61 256 kg/heure; 3 000 KW P2 P 9 500 KW 18 2568939 et C2 4 536 kg/heure. Les lignes N 010 et N 11 traduisent les équations linéaires (3) et (4), respectivement, du tableau II, o Tl1 5 443 kg/heure et T2 > 5 443 kg/heure. Les lignes N 12 et N 13 se rapportent aux vannes de réduction de pres- sion VV1, VV2 utilisées pour la réduction de pression suivant les rapports 69,5/15,8 (colonne 10) et 15,8/2,7 (colonne 11). En se référant à la figure 2, on voit que la vanne de réduction de pression VV1 transforme la vapeur d'eau à 69,5 bars de pression de la canalisation 10 en de la vapeur d'eau saturée à 15,8 bars de pression par l'addition d'eau de désurchauffage, en la faisant passer vers l'aval jusqu'au point de jonction J1. La vapeur à 15,8 bars de pression est recueillie à partir de VV1, mais également à partir de la canalisation 2, par exemple l'extraction EX1 à partir de TG5. La vapeur d'eau totale provenant de la jonction J4 parvient à la jonction J1 o elle est ajoutée à de la vapeur d'eau provenant de la canalisation 20 directement depuis la chaudière BLR N 8. Au collecteur HD2, la consommation de vapeur par l'installation depuis la jonction J1 est SD1 sur la canalisation 24. La vanne de réduction de pression VV2 transforme la vapeur d'eau à 15,8 bars de pres- sion en provenance de J4 sur la canalisation 11 en de la vapeur d'eau saturée à 2,7 bars de pression ici encore par l'addition d'eau de désurchauffage. La jonction J5 recueille la vapeur d'eau d'extraction à 2, 7 bars de pression en provenance de VV2 et de la jonction J2 commune à la canalisation 3 de TG5 et à la canalisation 7 de TG6. La vapeur d'eau à 2,7 bars de pression est re- cueillie à la jonction J5 par la canalisation 25 et introduite par le collec- teur HD3 dans l'installation sous forme d'une demande de vapeur d'eau SD2. SD1 et SD2 représentent la demande de vapeur d'eau totale SD de l'installa- tion PRP. Par conséquent, la ligne N 12 du tableau III indique SD1 en terme de débit d'extraction haute pression Hi, le débit à partir de la vanne de réduction de pression VV1 et également de la vanne de réduction de pression W2 avec ainsi un débit net de SD1 égal à 61 554 kg/heure à la jonction Jl. La relation est: SD1 = Hi + 1 124 WVV1 - VV2 (5) De façon similaire, la ligne N013 du tableau III indique SD2 en terme de débit à partir de la vanne de réduction de pression VV2 et de vapeur d'eau à 2,7 bars de pression à partir de TG5 et TG6 pour un débit de sortie à la jonction J5 de 21 374 kg/heure. La relation est: 9s568939 SD2 = L1 + L2 + 1,085 VV2 (6) En se référant de nouveau à la figure 2, on voit que l'énergie élec- trique cogénérée P1 sur la ligne 5 en provenance du générateur TG5 couplé à la turbine TG5 et l'énergie électrique cogénérée P2 sur la ligne 9 en prove- nance du générateur EG6 couplé à la turbine TG6 sont ajoutées à l'énergie électrique complémentaire PTL prélevée sur la ligne TL de connexion au réseau de distribution par la ligne 12 de manière que l'on obtienne sur la ligne 13 une énergie ou puissance électrique totale PD qui est fournie par la ligne 13 à l'installation industrielle. A ce sujet, la ligne N 14 du tableau III ainsi que la puissance électrique totale consommée (colonnes 5, 9 et 12) sont égales à 12 745 KW. La dernière ligne de la matrice du tableau III indique le coût de la vapeur d'eau (T1, T2) traversant les turbines TG5, TG6 en se détendant et de la vapeur d'eau passant par la vanne de réduction de pression VV1 en contour- nant ainsi la turbine TG5. Elle indique également le coût de l'énergie élec- trique complémentaire PTL achetée au réseau de distribution TL. Ces coûts sont, à titre illustratif, de 0,006727 par unité de vapeur d'eau consommée et de 0,0435 par unité d'energie électrique achetée. Dans le présent cas, il est plus couteux de coproduire l'énergie électri- que Pl, ou P2, par détente de vapeur d'eau à travers la turbine que de l'ache- ter au réseau de connexion. Dans un autre cas, ce pourrait être l'inverse. Quand on évalue la répartition optimale entre la vapeur d'eau traversant les * turbines TG5 et TG6 et entre lpextraction EX1 (canalisation 2), EX2 (canalisa- tion 7), les sorties C1, C2 de condenseur (canalisations 4 et 8) et l'énergie électrique coproduite P1, P2 (lignes 5 et 9), la conclusion en ce qui concer- ne ce que sera le résultat optimal tient compte si oui ou non l'énergie électrique achetée PTL est plus coûteuse ou moins coûteuse que l'énergie électrique coproduite. La démarche d'optimisation qui est l'objet de la présente invention consiste à appliquer le procédé d'optimisation EVOP mentionné précédemment dans le contexte du traitement de débit massique précité des variables de processus dans un processus de cogénération de vapeur/énergie électrique à l'aide de turbogénérateurs à plusieurs unités. Le procédé EVOP est, comme on l'a déjà mentionné ici, expliqué dans un article de Carpenter & Sweeney dans Chemical Engineering du 5 Juillet 1965, pages 117-126. Selon la présente invention, un traitement indépendant est effectué à l'aide du procédé EVOP avec un modèle basé sur un équilibre de débits massiques dans une instal- lation de cogénération de vapeur d'eau/énergie électrique par turbogénéra- teurs multiples. Une commande ou régulation du débit d'admission et du débit d'extraction est alors effectuée en fonction des résultats du traitement hors-ligne, c'est-à-dire indépendant. On va expliquer, ciaprès, à titre illustratif, la présente invention dans le contexte d'un système à deux turbogénérateurs. En se référant de nouveau à la figure 1, on conçoit que les processus de fabrication exigent à un moment donné une certaine quantité de vapeur d'eau et une certaine quantité d'énergie électrique (SD et PD). Le système selon la présente invention est conçu pour commander ou réguler le procédé de cogéné- ration CP de vapeur d'eau/énergie électrique, de telle sorte que, en un temps très bref, de façon caractéristique la durée d'un calcul complet de microtrai- tement avec un algorithme choisi spécialement, soient calculées les propor- tions optimales de débit de vapeur dteau vers et depuis TG5 et TG6 et de l'énergie électrique produite aussi bien qu'achetée qui satisfont, à un coût minimal, la demande SD de vapeur d'eau sur la canalisation 26 et la demande PD d'énergie électrique sur la ligne 13. En se référant à la figure 2, on conçoit que, dans les limites du procé- dé de cogénération, l'allocation de vapeur d'eau et d'énergie électrique en fonction des opérations de microtraitement et des résultats de ces opérations affecte les débits de la vapeur d'eau se trouvant à une pression de 15,4 bars et à une température de 288'C (canalisations 20, 2, 10 et 24) et de la vapeur d'eau se trouvant à une pression de 2,7 bars et à une température de 176,7 C (canalisations 3, 7, 11 et 25), notamment les extractions de vapeur d'eau EXI, EX2, pour une alimentation donnée en vapeur d'eau de la chaudière BLR N 8. Elle affecte également l'échappement vers les condenseurs Cl, C2. En outre, la quantité totale de vapeur d'eau, qui est demandée aux chaudières BLR N 9 et BLR N 10 et qui est déterminée par le débit d'admission pour les canalisations 1 et 6, est commandée par le régulateur (GVl pour TG5, GV2 pour TG6) dont le réglage subit une fluctuation et une régulation dans le même processus. En se référant à la figure 4A, on voit que pour la turbine TG5, le régulateur GV1 comprend un régulateur TCl de vitesse en charge commandant par 21 2568939 la ligne 79 la vanne d'admission TH1. Le système de commande de turbine comprend également deux régulateurs de pression PGVl, PGV2 asservis aux signaux de pression arrivant par les lignes 76 et 76' des transducteurs de pression PT. Le régulateur de pression GVl commande par les lignes 77 les actionneurs Vl, V2 et V3 des sections de haute pression, de pression inter- médiaire et de basse pression, respectivement. Le régulateur de pression GV2 commande les mêmes sections par les lignes 78. On remarquera que le gain G entre un régulateur donné et un actionneur donné peut être inférieur à l'uni- té lorsque le signal est fourni dans le but d'un découplage interne. De façon similaire, la turbine TG6 est pourvue d'un régulateur de vitesse en charge ou contrôleur d'admission TC2 et d'un régulateur de pression PGV3 (non représen- té), à l'intérieur du régulateur GV2, sous la commande des signaux de réglage relatifs à la vitesse et à la pression, respectivement. Une variation de l'extraction t EXl sur la canalisation 3 et une variation d'énergie électri- que A Pl provenant du générateur G5 sont ordonnées par le système d'ordina- teur CMP après optimisation par imposition d'un réglage de référence EXl à l'aide de la ligne 73 pour PGV2 et d'un réglage de référence PSl à l'aide de la ligne 72 vers TC1 pour TG5 sur la figure 4. De façon similaire, CM comman- de TG6 de manière à prescrire une nouvelle valeur de EX2 à l'aide d'un régla- ge de référence appliqué à PGV3 (non représenté) et/ou de P2 à l'aide d'un réglage de référence PS2 appliqué à TC2 pour TG6. L'allocation de vapeur d'eau détermine la répartition des énergies électriques engendrées Pl, P2 entre les turbines TG5 et TG6 en fonction de l'opération de microtraitement. Enfin, au cours de l'évaluation d'optimisation par le système d'ordinateur CMP, le complément optimal d'énergie électrique PTL devant être prélevé au réseau de distribution sur la ligne 12, est également établi, cette quantité d'énergie achetée au réseau de distribution étant déterminée, dans le procédé d'optimisation, selon qu'il est moins coûteux ou plus coûteux d'engendrer l'énergie électrique (Pl + P2) localement ou d'acheter une certaine quantité d'énergie électrique PTL au réseau de distribution. On va maintenant décrire le fonctionnement du système selon l'invention en se référant aux organigrammes des figures 5A-5F, à la matrice d'équation établie dans le tableau III et au modèle EVOP d'optimisation à l'aide des techniques de microtraitement représentées par le tableau IV ci-après. Au départ (figure 5A), il est vérifié si oui ou non de l'énergie élec- trique est engendrée, à savoir par les turbogénérateurs TG5, TG6. Il s'agit de tester si les circuits des turbines sont utilisés au-delà du niveau mini- mal de puissance ou s'ils ont été mis hors fonction. Cette vérification est effectuée en 100. La condition initiale, en l'absence d'énergie électrique, est établie en 101 (COND(I)=O). Le système passe alors à 103 o le débit d'admission de chaque turbogénérateur (TG5, TG6) est alors déterminé en appliquant l'équation de débit d'admission du tableau III (équation (3) pour TG5, équation (4) pour TG6). A cet effet, les puissances Pi, P2 sont mesurées à l'aide d'un wattmètre sur les lignes 5 et 9 respectivement. Les extractions de vapeur (H1, Ll) pour les canalisations 5 et 9, respectivement, pour TG5 et (L2) sur la canalisation 3 pour TG6, sont mesurées à l'aide de débitmètres montés sur ces canalisations (figure 2). Si, à des fins d'illustration, on considère l'équation (3) qui contient à la sortie zéro un débit d'admission minimale de 5 443 kg/heure, les valeurs mesurées sont reportées dans l'équa- tion de la façon suivante: T1 = 0,75 H1 + 0,5 L1 + 8 P1 + 5 443 (3) pour obtenir ainsi la valeur du débit d'admission Tl. La même opération est effectuée avec l'équation (4) du tableau III pour obtenir la valeur'du débit d'admission T2 de l'unité TG6. T2 = 0,05 L2 + 7,2 x P2 + 5 443 (4) Le système passe alors à 104, o le bilan du débit massique, exprimé par les équations (1) et (2), permet de déterminer la vapeur d'eau des conden- seurs C1 et C2, car: T1 = Hil + L1 + Cl et T2 = L2 + C2 (2) Ces calculs sont également effectués d'après l'organigramme de la figure E, comme expliqué ci-après. A ce stade, tous les paramètres Pl, T1, Hi, L1, C1, P2, T2, L2 et C2 sont connus. Ils vont être utilisés pour appliquer la technique EVOP avec le modèle du tableau IV pour obtenir une optimisation comme expliqué ciaprès. 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 d'essais. Il est important de considérer ici comment la répartition du débit de vapeur et la puissance sont amenées à converger vers une relation mutuelle optimale. 23 2568939 Une fois la relation optimale établie (en 185, figure 5C), la commande est effectuée (par la ligne 186, figure 5C) comme expliqué ci-après ainsi que la demande de brevet francais précitée N 84 16726 o il est montré comment les débits de vapeur sont répartis effectivement et automatiquement entre les deux turbogénérateurs afin d'obtenir les réglages de pression spécifiés. En se référant à la figure 2, on voit que le processus industriel PRP, à un moment donné, reçoit, par la ligne 13, de l'énergie électrique PD=P!+P2+PTL, o PTL est la quantité achetée au réseau de distribution (ré- seau TL). Il reçoit également de la vapeur d'eau SD = SDl + SD2 des collec- teurs HD2, HD3 et des canalisations 24 et 25. La vapeur d'eau consommée peut être la vapeur d'eau de la canalisation 24, à 15,4 bars provenant de l'étage supérieur (HP sur la canalisation 2) de TG5, ou de la vapeur d'eau détournée, à travers la vanne de réduction de pression VV1 du collecteur HDl sous une pression de 69,5 bars (canalisation 21 venant de la chaudière BLR N 9 par la canalisation 24, la jonction Jl et la canalisation 10).o La vapeur d'eau de la canalisation 24 peut également venir directement, en tant que complément, de la canalisation 20 et de la chaudière BLR N 8. D'autre part, la vapeur d'eau de la canalisation 25 est de la vapeur sous 2,7 bars provenant de la section LP d'extraction L1 de TG5 (canalisation 3) et de la section LP d'extraction L2 de TG6 (canalisation 7) ou bien peut résulter de la vapeur d'eau détournée à travers la vanne de réduction de pression VV2 de la canalisation 2 et de la jonction J4o La demande du processus est la somme de la demande d'énergie électrique PD = P1 + P2 + PTL et de la demande SD = SD1 + SD2. Un ordinateur reçoit des signaux d'entrée représentant PD (ligne 38), SD (ligne 37), E1 (ligne 61), L1 (ligne 62), L2 (ligne 63), l'échappement Cl du condenseur de TG5 (ligne 64), l'échappement C2 du condenseur de TG6 (ligne 65), PI (ligne 66), P2 (ligne 67) et PTL (ligne 68). En résultat des calculs que l'on expliquera ci-après, le procédé de commande est appliqué à l'aide des signaux de commande K AP1 (ligne 51), A P2 (ligne 52), Hl1 (ligne 53),ALl(ligne 54), et A L2 (ligne ), à la turbine et A PTL (ligne 56) au réseau de distribution. Ces signaux de commande, obtenus conformément à la présente invention, superposent à la commande générale de traitement de gestion de l'installation industrielle une commande d'optimisation d'affinage ou commande de traitement d'ajustement effectuée également selon la présente invention. 24 2568939 Le signal de commande A PlI de la ligne 51 parvient à l'entrée de réglage de vitesse du contrôleur TC1 de débit d'admission qui, en réponse à un tachy- mètre TC associé à la turbine TG5 et au générateur EG5, effectue la régu- lation du registre TH1 disposé dans la canalisation 1 de vapeur d'eau allant jusqu'à l'étage haute pression H de la turbine. Il en résulte que de l'éner- gie électrique Pi engendrée par EG5 sur la ligne 5 est en fait soumise à une régulation par le signal 4 Pi, de façon que la vitesse du générateur soit conforme au réglage de vitesse. De la même manière, le signal l P2 de la ligne 52 parvient au contrôleur TC2 de registre d'admission de la turbine TG6 et contribue à ajuster l'ouverture du registre d'admission T112 de la canali- sation 6 de vapeur d'eau, en modifiant ainsi P2 fourni par le générateur EG6 sur la ligne 9. L'extraction EXl=Ll de la turbine TG5 est modifiée par le signal de commande L L1 de la ligne 54, tandis que l'extraction EX2=L2 est modifiée sur la turbine TG6 par le signal de commande A L2 de la ligne 55. Les générateurs EG5, EG6 sont de façon classique des alternateurs syn- chrones de sorte qu'un changement de réglage de vitesse entraîne un change- ment 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 d'admission (THI, TH2). La figure 4A représente schématiquement les régulateurs de pression et de vitesse et des actionneurs de vanne classiques installés, à titre illus- tratif, sur la turbine TG5. L'actionneur VI commande la pression de la vapeur d'ean dans la section haute pression HP de la turbine en controlant le regis- tre d'admission TH1 pour qu'il admette plus ou moins de vapeur d'eau en réponse à la ligne de commande 79 venant du régulateur de vitesse TC1. De façon similaire, l'actionneur V2 commande le débit intermédiaire dans la section basse pression LP de la turbine. La pression détectée via la ligne 75 et le capteur de pression PT à la sortie d'extraction 2 est utilisée par la ligne 76 pour établir, par l'intermédiaire du régulateur de pression PGV1, la pression de vapeur constante désirée de 15,5 bars dans la canalisation d'ex- traction 2. De façon similaire également, l'actionneur V3 commande l'admis- sion de la vapeur d'eau provenant de la section LP dans la section de conden- seur en réponse à la ligne de commande 28 arrivant du régulateur de pression PGV2. La pression, détectée via la ligne 25' et le capteur de pression PT à la sortie basse pression 3, est utilisée par la ligne 76' pour établir par 2568939 l'intermédiaire du régulateur de pression PGV2 la pression de vapeur cons- tante désirée de 2,7 bars dans la canalisation d'extraction 3. De plus, le régulateur de pression PGV2 est modifié par une variation de réglage ii EXl prescrite sur la ligne 73 par le système d'ordinateur CMP en tant que résul- tat de l'optimisation, grâce à quoi l'actionneur V3 établit une valeur de débit de vapeur d'eau Ll=EXI à la conduite d'extraction 3 et un débit d'échappement de condenseur Cl à partir de la canalisation 4. De la même façon, un tachymètre TAC établit par la ligne 74 un réglage de puissance Pl appliqué au régulateur de vitesse en charge TC1 qui est lui-même affecté par une variation de réglage imposée à partir de la ligne 72 par le système d'ordinateur CMP en tant que résultat de l'optimisation. Les lignes parallèles s'étendant des lignes 77, 78 et 79 jusqu'aux deux actionneurs, autres que celui commandé conmme décrit ci-dessus, diffèrent par l'obtention de gain G inférieur à l'unité sur chacune de ces lignes supplé- mentaires, cela conformément à la pratique connue d'une façon générale dans la commande des turbines. La figure 4A a été décrite à titre d'illustration pour la turbine TG5 de la figure 2. Le régulateur de pression et le régulateur de vitesse sont conçus facilement de façon similaire pour établir une extraction de vapeur EX2 en réponse à une variation A EX2 imposée par le système d'ordinateur et une énergie électrique cogénérée P2 en réponse à une variation ii P2 imposée par le système d'ordinateur dans le cas de la turbine TG6 de la figure 2. Une boucle de commande de demande est installée, comme représentée illustrative- ment sur la figure 4, depuis le circuit de connexion au réseau de distribu- tion via le wattmètre associé, la ligne 70, le contrôleur de demande DC et la ligne 71 s'étendant jusqu'au système d'ordinateur CMP. Le contrôleur de demande est conforme aux enseignements du brevet U.S. n 3 872 286. Il y a également une boucle de commande de découplage qui fonctionne comme expliqué ci-après et comme décrit également de façon plus détaillée dans la demande de brevet français précitée N 84 16726. La commande hydraulique, en jouant sur les extractions (EXl, EX2) en fonction des points de consigne de pression maintenant une pression donnée, détermine l'importance de l'échappement au condenseur (Cl, C2). La boucle hydraulique maintient la pression par réglage de l'échappement au condenseur, des débits d'admission et de la vitesse. Lorsqu'une commande est appliquée dans le cadre d'une commande de demande 26 2568939 modifiant la répartition de la charge électrique dans l'installation et/ou d'une commande d'optimisation, la modification de la quantité d'énergie électrique (Pi, P2) cogénérée et de l'énergie électrique PTL prélevée au réseau de distribution est déterminée par la modification de la répartition du débit de vapeur d'eau entre les deux unités et au moyen de l'algorithme de découplage décrit dans la demande de brevet français précitée quand les réglages de pression sont ajustés. Pour un débit total de vapeur d'eau T=Tl+T2 dans le collecteur HDl des turbine TG5 et TG6, le débit total de vapeur d'eau T est égal à la somme d'extraction et des débits de condenseur T = Hi + EXI + EX2 + Cl + C2. Si l'une des extractions est fixe, par exemple EX1, l'autre extraction EX2 est égale à T-EX1 - Cl - C2. Une modification de la puissance P2 est obtenue par réglage de EX2. Si les extractions sont fixes, le réglage peut se faire sur Cl et C2, par exemple sur les condenseurs, et si C1 est fixe, le réglage n'a lieu que sur C2 en supposant qu'il se trouve au-dessus de sa limite inférieu- re. Ainsi, si on considère l'action de commande sur TG6, une augmentation de C2 augmente P2 tandis qu'une diminution de EX2 entraine une augmentation de la puissance P2 conformément aux principes généralement connus du débit des turbines. D'une façon plus générale, la bouclehydraulique commande et maintient la pression selon l'échappement du condenseur, le débit d'admission de vapeur d'eau et la vitesse de la turbine tandis que la technique EVOP selon l'inven- tion ajuste les réglages de commande d'après la solution optimale trouvée, établissant la relation entre les extractions EX1, EX2, les débits d'admis- sion de vapeur (T1, T2), les débits de condenseur (Cl, C2) et conduisant à des puissance cogénérées Pi, P2 et à une puissance PTL prélevée au réseau de distribution. La commande est effective avec une unité de turbogénérateur fonctionnant en mode automatique (AUTO). Par conséquent, il est nécessaire de s'assurer si oui ou non une des turbines et/ou l'autre turbine sont en mode AUTO avant de mettre en oeuvre le procédé d'optimisation selon l'invention. En considération d'une façon générale la figure 4A qui a trait à la turbine TG5, et un système de commande de régulateur applicable de la même manière à la turbine TG6, il apparaît qu'avec la turbine réglée sur MANUEL, l'opérateur de l'installation établit les réglages du régulateur de pression 27 2568939 27 O 7J correspondant à un mode de fonctionnement choisi et stable en tenant compte de la demande réelle en vapeur d'eau et/ou en énergie électrique. Ensuite, les turbines sont réglées sur AUTO, grâce à quoi le système informatique CMP calcule un réglage optimal et/ou un réglage de commande de demande qui en- S traîne des modifications sur les lignes 72, 73 de la turbine TG5 par exemple. Les modifications de réglage nécessaires pour obtenir l'optimum calculé ou pour satisfaire les exigences de commande de demandes sont effectuées grâce à des contacteurs déplacés par de petits moteurs tournant dans l'un ou l'autre sens (selon le signe de l'erreur à partir du réglage actuel) pendant un laps de temps qui représente l'amplitude de la modification (ou erreur à annuler) devant être effectuée, Ainsi, les signaux délivrés par le système d'ordina- teur CMP qui, sur les lignes 72 et 73 de la figure 4A par exemple, représen- tent les résultats de l'optimisation sont convertis en laps de temps de fonctionnement des moteurs agissant sur les contacteurs. En se référant à la figure 4B, on voit que la ligne d'acheminement de courant alternatif à 60 périodes est couplée à un compteur CMP1 synchronisé avec les passages par zéro. La sortie du compteur CNTl établit un intervalle de temps de 1/10e de seconde (de façon typique) définissant la résolution de la fermeture de contact dans le cadre du programme de commande de fermeture des contacts (voir CCOCON en annexe)o La figure 4B représente par les lignes 91 et 92 la commande du circuit CMOT de commande du moteur des contacteurs auquel est imposé un changement de réglage SC dans la ligne 88 pour la va- riable particulière de processus (par exemple la puissance cogénérée Pl sur la ligne 72 de la figure 4A ou l'extraction EXl exigée sur la ligne 73 pour la vapeur de TG5). Le circuit CMOT traduit sur la ligne 96 la commandeen I mouvement du contacteur CNCT pour la même variable du processus (par l'in- termédiaire de la ligne 98). La ligne 91 est reliée à l'entrée d'un second compteur CNT2 dont la sortie sur la ligne 93 définit un intervalle de temps d'une seconde (de façon typique). Cet intervalle de temps est utilisé sur la ligne 94 pour le compta- ge de la période de commande de demande dans le contrôleur de demande DCO (voir le paragraphe relatif à la commande de demande en annexe). Par consé- quent, le temps dans la période de commande de demande est mis à jour. Il en résulte qu'à la fin de la période de demande (de façon typique 15 minutes), la limite de demande assignée est obtenue par le contrôleur de demande à la 28 2568939 suite d'une première période (4 minutes comme indiqué en annexe) d'absence de commande, suivi d'une période de commande de Bande Morte (5 minutes) et finalement avec une dernière période d'Ecart Réglable et d'Absence de Com- mande de Bande Morte (les dernière cinq minutes). La commande peut être appliquée par la ligne 97 pour obtenir une diminution de charge (LDS) et une action sur l'installation par 98' ou par 97' pour augmenter la puissance cogénérée par l'intermédiaire d.u circuit COPC afin de compenser la réduction de puissance (par exemple sur la ligne PTL de connexion au réseau de distri- bution) et de 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 de viariables de processus (Pl 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 (de façon typique). Cet intervalle correspond à la récurrence de l'optimisation par le contrôleur d'optimisation OPC (voir la section relative aux turbines et aux vannes d'extraction en annexe) et l'application de l'algorithme de commande de demande, à savoir par la ligne 95' aboutissant au DCO. Par conséquent, par l'intermédiaire de la ligne 99 à la sortie de l'OPC, une commande de vapeur est effectuée (circuit SCO) pour fournir sur-la ligne 89 pour TG5 un débit d'extraction EX1 ou sur la ligne 89' pour TG6 un débit d'extraction EX2, ou bien, par l'intermédiaire de la ligne 99', une modification de la puissance ou énergie électrique cogénérée peut Atre deman- dée qui affecte le circuit COPC et qui se traduit également en L5 Pl pour TGS sur la ligne 90 ou en,A P2 pour TG6 pour la ligne 90'. En considérant de nouveau le procédé d'optimisation, on voit que la commande est effectuée aux pas 105, 108, 109 et 112-114 de l'organigramme de la figure 5A. Si, à la question demandant en 105 si un seul régulateur est sur AUTO, la réponse est non, le circuit sort par 106 car, lorsque les deux régulateurs sont sur Manuel (MAN), rien ne peut être effectué pour obtenir une optimisation. Si un seul des régulateurs est sur Manuel (MAN), par exem- ple sur la turbine TG5 en 108 (sur la turbine TG6 en 112), alors l'extraction EXI= HI+Ll est réglée sur Manuel en 109. La raison est que du fait que TG5 est sur Manuel, la commande de la répartition de vapeur doit être effectuée sur EX2 et/ou C2 de l'autre turbine TG6. Il est nécessaire de fixer EX1 à une 29 2568939 valeur de débit donnée. Cette fixation a lieu en 109. Si la turbine TG6 fonc- tionne en mode Manuel, la situation inverse est indiquée par les pas 112 et 113. Le pas 114 pose la question de savoir si, après les pas 108 et 112, l'une ou l'autre extraction a été réglée sur Manuel. Si la réponse est OUI, elles sont toutes deux placées sur Manuel et l'une est réglée par rapport à l'autre manuellement. Quand cette opération a été effectuée, le système enregistre l'indice initial AN=1 qui lance le premier pas d'un nombre cumulé de pas d'optimisation exécutés avec un ensemble donné de perturbations appli- quées au modèle EVOP pendant l'optimisation, spécifiquement 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 déterminées dans le calculateur sur la base des entrées des lignes 67, 68, 69 pour la puissance et des lignes 61, 62, 63 pour les extractions. Les wattmètres et les débimètres sur les lignes et les canalisations délivrent ces informations. A ce sujet, il est rappelé que (en 103) EX1 et EX2 ont été déterminés et que (en 120) le calcul est celui des sommes P=P1+P2+PTL et EX1+EX2=EX. En ce qui concerne ce dernier point, lorsque cela s'avère nécessaire, le débit de la vapeur d'eau détournée par la vanne de réduction de pression VV2 est pris en ligne de compte en accord avec la colonne 10 de la matrice du tableau III. A ce stade, il convient de se référer au modèle de base suivant pour l'optimisation EVOP du tableau IV. 2568939 Tableau IV DEBIT D'EX- DEBIT D'EXTRACTION DEBIT D'EXTRACTION T TRACTION DU CONDENSEUR C1 DU CONDENSEUR C2 E EX1 COT S S No1 No1 N02 T BASE BASE BASE2 BASE -- BS3 1 BASE1 - a1 BASE2 - a2 BASE3 a3 Coût1 2 BASE +1 BASE2 -a2 BASE 32 a2 Coût2 2 2 BAS3 - Coût 3 BASE1 BASE2 + 2a CoBASE-aût3 4 BASE1 BASE2 BASE3 + 3a3 Coût4 Ce tableau est donné uniquement à titre illustratif. Dans l'exemple, il s'applique à deux turbogénérateurs tels que ceux représentés par la figure 2 dans le mode de réalisation préféré de l'invention. Le tableau comprend trois colonnes pour EX1, Cl et C2, respectivement. En ce qui concerne EX2, on remarquera que les variables choisies pour l'introduction d'une perturbation sont le débit EX N I, le débit du condenseur C N 1 et le débit du condenseur C N 2; par exemple, si le débit d'extraction EX1 et le débit total d'extrac- tion EX utilisés par le processus en tant que débit de vapeur d'eau sont connus, le débit d'extraction EX2 de TG6 est connu par différence. D'autres part, si des débits d'extraction et les condenseurs sont connus, ils sont utilisés pour calculer les débits d'admission T1, T2. Enfin, d'après les débits d'admission connus et les débits d'extraction, on calcule la puissance ou énergie électrique générée. La puissance prélevée au réseau de distribution est la puissance totale PD moins la somme des puissances cogénérées Pl et P2. La valeur du coût horaire établie pour chaque ligne de la conception expérimentale peut alors être calculée à partir de la somme des débits d'admission multipliée par le 31 2568939 coût de la vapeur auquel s'ajoute la puissance prélevée au réseau de distri- bution multipliée par le coût de l'énergie achetée, ce coût horaire étant indiqué à titre illustratif dans la dernière ligne du tableau III. Dans l'article intitué:"Process Improvement with SIMPLEX Self-Directing Evolutionary Operation" par B.H. Carpenter et H.C. Sweeney dans Chemical Engineering du 5 Juillet 1965, est décrit le procédé EVOP d'optimisation. Ce procédé est basé sur une matrice de plusieurs variables de processus pertur- bées par des increments prédéterminés successivement en accord avec une série d'essais révélant une situation améliorée, après quoi, d'après les meilleurs résultats obtenus, un nouvel ensemble de valeurs de variables de processus est à son tour perturbé, et cette opération est répétée jusqu'à ce que les résultats convergent sur un optimum. Ces essais ont, dans le passé, été effectués en ligne, c'est-à-dire en cours de fonctionnement, en perturbant le processus. Au contraire, dans la présente invention, on tire parti du fait que les variables du processus sont, comme on l'a déjà indiqué, toutes trans- crites en débit de vapeur à partir d'une source de génération de vapeur commune, y compris l'énergie ou puissance électrique qui est convertie en valeur de débit de vapeur d'eau correspondant. L'équilibrage des débits massiques permet une traduction immédiate de toute modification d'une des variables de processus, ou de plusieurs de ces variables, en une modification de coût. Par conséquent, l'évolution du modèle ainsi incorporé peut immédia- tement être évaluée par simulation, donc sans qu'aucune action de commande réelle n'ait encore eu lieu. Le processus de simulation est poursuivi jusqu'à ce qu'une répartition optimale de vapeur d'eau et d'énergie ou puissance électrique ait été obtenue. A ce stade, le résultat peut être reproduit dans le système, par exemple en ajustant les points de consigne des boucles de commande en temps réel. La commande des turbogénérateurs et des vannes de réduction de pression associés est effectuée en conséquence. Il en résulte que ce qui, autrement, aurait pu prendre beaucoup trop de temps pour main- tenir inchangées les conditions imposées dans la matrice, peut maintenant être effectué sur un ensemble fiable de faits avec le modèle de base de la matrice en tirant partie de la vitesse élevée de fonctionnement inhérente à un microprocesseur par exemple. En se référant au tableau IV (qui est la matrice du modèle illustré pour appliquer le procédé EVOP selon la présente invention) quatre et sept sont, 32 Doa 32 2568939 de façon typique, nécessaires pour chaque itération, à savoir les rangées 1-4 suivant le "cas de base" (EX1, C2, C2) qui est testé à chaque pas (AN) pour lequel un nouvel ensemble de perturbations ai, a2, a3 doit être appliqué à l'essai. En se référant à la figure 5B de l'organigramme, on voit qu'en 120 la puissance totale et l'extraction totale demandées par le processus industriel sont calculees sur la base des débits de vapeur fournis par les débimètres (FM) et de la puissance mesurée par les wattmètres (WM), et avec l'aide des calculs effectués initialement au pas 103 de l'organigramme (figure 5A). Le résultat est la quantité de vapeur SD et la quantité de puissance ou énergie électrique PD devant être consommée par le processus industriel. Le système et le procédé selon la présente invention établissent comment la vapeur d'eau doit être répartie entre les deux turbines TG5, TG6, dans l'exemple, combien d'énergie ou puissance électrique doit être répartie entre la ligne 5 (P1) et la ligne 6 (P2) et combien d'énergie ou puissance électrique doit être ache- tée (PTL) au réseau de distribution (ligne 12 et réseau de connexion TL). Il est rappelé qu'au début de la première itération dans la boucle principale ou boucle extérieure en 116 (figure 5A), AN=l. Ensuite, en 121, dans le réseau WDEL, les deltats ou perturbations sont choisies de manière à être a1, a2, a3 pour les colonnes 1, 2, 3 de la matrice du modèle (tableau IV). En 122, on annule la matrice en effaçant toutes les données précédentes. En 123, on affecte les valeurs réelles de EX1, C1 et C2 connues d'après les pas 103 et 104 à la première rangée de la matrice et on applique les perturbations choisies. Par conséquent, l'élément de la colonne 1, ligne 1 devient (EXi-al); l'élément de la colonne 2, ligne 1 devient (Cl-a2) et celui de la colonne 3, ligne 1 devient (C2-a3) dans la matrice. Il est nécessaire en 124, et 126 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, quand on reporte EX1, CI et C2 dans le 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 nulle, c'est-à-dire WDEL(1)=0. De même, en 109, si la turbine TG5 a son extraction sur Manuel, en 125 WDEL(2)=0, par exemple aucune perturbation a2 ne peut être introduite dans la colonne 2. De la même façon, 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 33 2568939 un état nul, aucune commande n'est possible. Le système sort alors en 128 par 129. Aucune optimisation n'est possible. Dans le cas contraire, par 168, le système se prépare lui-même à des itérations successives à l'aide de la boucle intérieure en B sur la figure 5C. On suppose que l'initialisation avec un ensemble de valeurs al, a2, a3 en 121 n'a pas été répétée plus de cinq fois, comme il a été vérifié en 160 (figure 5D). Si ce n'est pas le cas, la boucle d'itération principale ou boucle extérieure n'est plus utilisée et la solution optimale en 13 et 185 est considérée comme ayant été trouvée. Par conséquent, par 186, le processus d'optimisation prend fin et le système passe à la commande de demande au cours de laquelle les spécifications de commande de demande sont combinées avec les spécifications de répartition optimale. Les spécifications de com- mande combinées sont converties en points de consigne tels que ceux appliqués pour TG5 par les lignes 72, 73 au régulateur TC1 de vitesse en charge et au régulateur PGV2 (figure 4) de pression (conformément aux enseignements de la demande de brevet français précitée N0 84 16726. On peut aussi effectuer un test de la solution optimale par rapport aux spécifications de commande de demande comme expliqué ci-après en se référant à la figure 5G et comme illus- tré par le listage donné en annexe. S'il n'en est pas ainsi, jusqu'à ce que le nombre 5 ait été atteint en , le système continue le processus d'itération à l'aide de la boucle intérieure avec des-valeurs décroissantes des perturbations a1, a2, a3 pour l'intervalle delta actuel AN, jusqu'à 10 fois comme indiqué au pas 134. Initialement, le critère de performance (ou chiffre de coût) est amené à zéro (PERCRT=0). La valeur de N est amenée à zero en 132 de sorte que la boucle intérieure peut être démarrée. En 133, les itérations sont déclenchées et comptées (N=N+1). En 134, le maximum de 10 itérations est enregistré. Si il a été atteint par 143, le fonctionnement de la boucle intérieure est arrêté, et la boucle principale en 160 (figure 5D) exécute un autre tour (AN=AN+l). Jusqu'à ce moment, la boucle intérieure EVOP est appliquée à partir de 135 (figure 5B) par le microprocesseur de la façon suivante. En 135, la valeur relative à la ligne 1 et à la colonne 2, à savoir A(1,2) est vérifiée par rapport au minimum pouvant être accepté pour le débit du condenseur C1. A cet effet, l'équation n'16 du tableau II indique que Cl ne devrait pas être inférieure à 4536 kg/heure. 34 2568939 On suppose que: une commande est possible dans le système en 128, par exemple, par 168, la boucle d'itération secondaire peut être excitée en B; le critère de performance PERCT a été initialisé par sa mise à zéro en 131; en 132 le premier pas de la boucle d'itération secondaire a été initialisé en faisant N=0. En 133, les pas supplémentaires sont alors lancés (N=N+1). A chacun de ces pas, la disposition des rangées des colonnes du tableau IV est examinée et pour chaque rangée les coûts sont établis (coft 1 à coût 4). Les coûts ainsi déterminés sont calculés pour établir quelle est la ligne qui présente le coût le plus élevé de la rangée 1 à la rangée 4. Une rangée de coût le plus élevé ayant été trouvée, la moyenne pour chaque variable dans les trois rangées restantes est calculée, doublée, puis la valeur de la variable dans le cas du coût le plus élevé, c'est-à-dire le cas le plus défavorable, en est soustraite. Quand ceci a été établi pour chaque colonne (EX1, CI, C2), on le prend comme un "nouveau cas de base" et on utilise alors pour le prochain pas d'itération (N+1). Comme indiqué par le pas 134, cette procédure se poursuit uniquement dix fois pour la valeur initiale donnée de delta (ai, a2, a3). Si ce nombre est dépassé, par 143 et 165, le système passe en D (figure 5D) o delta prend une valeur de plus en plus faible à mesure qu'est appliqué le processus. Ainsi, pour a1 par exemple, les valeurs successives de delta sont choisies de manière à être al, a1/2, a1/3, a1/4 (voir 162 sur la figure 5D). Avant de démarrer le pas d'itération de boucle secondaire, des ajuste- ments sont effectués à l'aide du microprocesseur afin d'établir si oui ou non une des variables soumises à une perturbation tombe sous les contraintes. A(l,1), A(1,2) et A(1,3) représentent les valeurs de la variable de la rangée 1 et des colonnes respectives 1, 2 et 3, conformément au pas 123. Ces trois contraintes sont telles que définies par la ligne N 16 pour C1 (à savoir 4536 kg/h) et par la ligne N 18 pour C2 (à savoir 4536 kg/h d'après le ta- bleau III. Si Cl=A(1,2)> CONDMIN(1) en 135, le système passe par 107 à C. Dans le cas contraire, la contrainte est appliquée en faisant en sorte que A(1,2) soit égal au CONDMIN(1) minimal par 137 et 138, de manière à accepter ainsi un handicap qui sera compensé par commande de l'extraction EX1 si cela est jugé possible en 139, dans la mesure o EXl=A(1,1) est supérieur à la quan- tité dont C1 a été augmenté en 138. Lorsque Cl est augmenté, l'énergie élec- 2568939 trique Pi est augmentée tandis que lorsque EX1 est diminué, l'énergie électrique P1 est diminuée, et inversement. Par conséquent, EX1 est diminué de la quantité différentielle "Diff" déduite en 137 d'après A(1,2) pour C1. Une action sur EXI est seule possible mais dans la mesure o EXi=A(l,l) ne peut pas être négatif. Cette condition est vérifiée en 141. Si en 151 A(1,1) jusqu'à 145 par 167 o la contrainte sur C2=A(1,3) est vérifiée (CONDMIN(2)). Si, en 1457 la différence entre A(1,3) et (CONDMIN(2) est positive, la com- mande est possible avec le condenseur C2o Dans le cas contraire, on accepte un handicap en 147 en faisant C2=A(1,3)=CONDMIN(2), par exemple 4536 kg/heure dans ce caso A ce stade, à partir de 167, la boucle intérieure elle-même peut Rtre utilisée dela façon suivante. En 146 il est demandé un calcul d'énergie ou puissance électrique (P1, P2) qui est effectué en E et par la ligne 159 sur la figure 5E, comme on va le voir ci-après. Les débits d'admission Til, T2, sont déterminés à partir de maintenant d'après 103 et en tenant compte des valeurs détectées ou déduites (EXi, EX2, CI, C2, Pl, P2). En 148, la matrice du tableau IV est alors char- gée dans les rangées 24 avec les valeurs al, a2, a3 en conformité avec la rangée 1. Les valeurs de débit résultantes sont vérifiées en 149. D'après Tl, T2, EX1, EX2, C1I C2, les valeurs de Pi et P2 sont déterminées par E sur la figure 5E et par les pas 170 et les pas suivants. A cet effet, les équations de débit d'admission sont utilisées en 173 pour TG5 et en 175 pour TG6 ainsi qu'en 174 d'une facon plus générale. En même temps, il est vérifié si le régulateur de TG5 (en 171) ou le régulateur de TG6 (en 172) est sur AUTO. Si TG5 est sur AUTO en 171, le débit d'admission Tl est ajusté automatiquement. Dans le cas contraire, en 173, TH1 est réglé manuellement sur la valeur calculée T1. Si TG6 est sur AUTO en 172, le débit d'admission T2 est ajusté automatiquement. Dans le cas contraire, en 175, TH1 est réglé manuellement sur la valeur calculée T2. D'après les informations obtenues avec T1, T2, EX1, EX2, Cl, C2, les valeurs respectives de P1 et de P2 pour TG5 et TG6 sont calculées en 174. Toutefois, pendant cette opération, il est vérifié si les contraintes indi- quées dans le tableau III pour l'énergie électrique de la ligne n 4 (Pi 36 U J 36 2568939 et de la ligne n 17 (P2: 3000) sont respectées. A cette effet, en 178, les valeurs minimales de P1 et P2 sont appliquées manuellement (après 176 si le régulateur correspondant n'est pas sur AUTO) de manière que la puissance P(.I)=PMIN(I) si celle-ci tombe en dessous du minimum. Les valeurs maximales de P1 et P2 sont appliquées en 180et, manuellement, la puissance P(I)=pmax(I) si le maximum est dépassé. D'après ces valeurs assignées à P1 et P2, les valeurs de aébit d'admission correspondantes T1 et T2 sont calculées en 181 d'après l'équation de débit d'admission. Ceci peut conduire à une valeur nulle de Pi, P2 caomme il apparaît en 183 et à un débit d'admission nul dans ce cas en 184. Le système passe alors à G. Le système passe également à G si Pi, P2 reste entre un maximum et minimum commne vérifié en 177. Pi et P2 (figure 5E) ayant été déterminés, le microprocesseur peut déterminer si une énergie électrique supplémentaire PTL doit être prélevée au réseau TL pour satisfaire la demande en énergie électrique PD. Ceci est constaté en 187 (figure 5F). PTL est comparé en 188 avec le minimum d'énergie électrique devant être acheté. Si PTL est plus petit que ce minimum en 188, le minimum est accepté comme un handicap en 190. Ensuite, au pas 189, il est vérifié si le débit d'admission calculé (T1, T2) dépasse le débit maximal possible dans TH1, TH2. Si ce débit est dépassé, l'estimation de débit est acceptée commne un handicap ou pénalité reflétant la demande excessive de vapeur d'eau. Enfin, la boucle d'itération secondaire lancée en 133(N=N+1) est terminée par le calcul des coûts pour les rangées 1-4 en 191 en confor- mité avec le pas 150 de la figure 5C. A partir de ces valeurs de coûts des rangées 1-4 de la matrice du tableau IV, le cas le plus défavorable est mis de coté en 151. Conmme indiqué ci-dessus, en 152, la moyenne des trois autres lignes est effectuée. La moyenne est doublée et la valeur du cas le plus défavorable est soustraite de manière que l'on obtienne en 158 un nouveau cas de base pour le nouveau pas N précédant en 133 le pas N+1. En 153, il est vérifié si l'amélio- ration apportée par le nouveau cas est C 0,2, ce qui indique une conver- gence. Dans l'affirmative, le système passe au pas AN=AN+l par 165 pour un autre pas d'itération important. Si l'amélioration est suffisamment grande (> 0,2), le système, en 154, met à jour le critère de performance PERCT en 131, et l'itération par boucle secondaire se poursuit comme avant (N=N+1) jusqu'à ce que N> 10, moment -37 2568939 auquel, par 143, le système effectue une autre itération par boucle prin- *cipale (figure 5D). Lorsque la boucle principale ou boucle extérieure est appliquée en 160, le delta de perturbation introduit (WDEL(I)) est chaque fois divisé en 162 par ANI, 2,3,4 pour les pas successifs de cette boucle. Avant de prendre une nouvelle valeur de delta (al, al/2, al/3, al/4, et la source pour a2, a3), il est vérifié si la perturbation C1 ou C2 devient plus petite que le minimum. En l'absence de diminution, WDEL(I)=0, en 103. A chaque nouvelle ligne ou nouvel essai en présence d'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 ce pas AN=AN+l en 160, le système passe à la boucle secondaire pour un nouveau test (figure 5C) avec dix pas possibles d'itération comme illustré en 134. On observera que les contraintes sont traitées comme des handicaps (coûts plus élevés) si un débit d'admission élevé ou une puissance faible d'énergie électrique prélevée sont rencontrés dans un ensemble d'essais. Si le débit du condenseur ou la puissance atteigne des contraintes, alors les valeurs sont ajustées et le débit d'admission est calculé de nouveau de manière à donner le coût approprié dans un ensemble de données restraint mais valable, c'est-à-dire en conformité avec le modèle. Si un dispositif est sur Manuel, l'écart delta de perturbation est amené à zéro. De même, si un débit d'extraction atteint une limite, ou si un débit de condenseur atteint un minimum, l'écart delta associé est mis à zéro. De cette manière, il devient bloqué et éliminé virtuellement de la procédure d'optimisation. L'invention a été décrite à propos de turbines à vapeur. Toutefois, il est entendu que le procédé EVOP de commande de répartition de vapeur d'eau et d'énergie électrique peut être appliqué tout aussi bien à l'optimisation du fonctionnement d'une ou de plusieurs turbines à combustion. Dans ce cas, il n'y a plus de condenseur. Toute considération sur le débit du condenseur est alors remplacée par une considération d'échappement de turbine, On obser- vera également que le procédé EVOP, décrit dans une situation o la relation entre le débit d'admission et l'énergie électrique peut être considérée comme étant linéaire, peut être appliqué même lorsque cette relation n'est pas linéaire. Ceci est un autre avantage du procédé d'optimisation selon la 38 2568939 présente invention qui n'est donc pas limité, comme ce serait le cas avec les techniques de programmation linéaires classiques, par exemple, et peut par conséquent s'appliquer à des situations moins idéales de non linéarité. En se référant de nouveau à la figure 2, on voit que l'on y a représen- té, associé au système d'ordinateur utilisé pour mettre en oeuvre le procédé d'optimisation selon la présente invention, un contrôleur de demande TLC destiné à utiliser la commande de demande selon le brevet U.S. N 3 872 286 de R.E. Putman publié le 18 Mars 1975. Pour le besoin de la présente demande, le brevet Putman est donc incorporé à titre de référence. Dans ce brevet, le contrôleur de demande TLC répond sur la ligne 56 aux commandes venant du bloc du système d'ordinateur CMP pour déduire sur la ligne 57 une demande excéden- taire A P exigeant des délestages spécifiques dans l'installation de manière à maintenir la demande totale d'électricité en dessous d'une limite fixée DL comme expliqué dans ce brevet. Les charges qui peuvent être interrompues dans l'installation représentent une quantité définie d'énergie électrique consom- mée sous des contraintes de commutation spécifiques. Le système de commande de demande tient compte des propriétés établies entre ces charges ainsi que des contraintes imposées par les charges pour déterminer si une charge (dans la ligne 98) devrait être mise en service, ou réduite, afin de maximiser la production tout en maintenant la consommation en dessous d'une limite fixée pendant chaque période de facturation. Dans le contexte du présent procédé d'optimisation de la cogénération, la quantité d'énergie électrique cogénérée est importante dans le mesure o la demande d'énergie demandée au réseau de distribution PTL se trouve dans les limites des exigences relatives à la commande de demande ou dépasse ces exigences. Si la demande PD s'est révélée excessive par rapport aux prévisions faites pendant une période de 15 minutes, l'énergie électrique Pi fournie par la turbine TG5 serait augmentée au-dessus du minimum antérieurement calculée jusqu'à la limite dela charge. Ensuite, la charge de la turbine TG6 serait augmentée si la turbine TG5 n'était pas capable de supporter la charge sup- plémentaire requise. On prévoit un programme de demande dont la sortie est superposée sous forme d'un sous-programme à la solution de débit minimal de condenseur du programme d'optimisation au moyen d'un intégrateur. Comme indiqué dans la section de commande de demande figurant en annexe: 39 2568939 TINPER = TINPER + 20,0 DEMPJO = 4,0 (ENGPRCII + POWER (DEMPER-TINPER)/3600) ERROR = DEMPJO - DEMLIM N = IFIX (ERREUR/ALDINCR) ADDLOAD = ADDLOAD + FLOAT (N) M 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 (KWH) POWER = puissance (KW) demandée au réseau de distribution par exemple PTL DEMPJO = demande projetée à la fin d'une période de minutes (KW) DEMLIM = limite de la demande dans la période actuelle de minutes (KW) ALDINCR = incrément de pseudo charge (KW) ADDLOAD = charge devant être ajoutée à la turbine avec le débit de vapeur de condensation le plus faible (KW) D'après la figure 5G, lorsque 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 demande. La commande de demande est effectuée comme expliqué dans le brevet U.S. de R.E. Putman au cours des périodes de demandes successives de 15 minutes par exemple pour voir si l'objectif de la demande se situe au-dessus ou au- dessous de la limite de demande DL, pour calculer l'erreur, pour appliquer une bande morte sans commande, pour introduire un écart et décider de choisir des charges commutables devant être réduites selon un ordre de priorité et suivant des poids. La période de demande est déclenchée par une impulsion qui provient du wattmètre de demande de la Compgnie de distribution et qui est envoyée toutes les 15 minutes. La période de demande est, de façon typique, divisée en trois périodes élémentaires. La "première période" est une zone sans commande qui dure, de façon caractéristique, quatre minutes. La "seconde période" est une période au cours de laquelle la limite de demande comprend un écart fixe et dans laquelle la bande morte est appliquée. C'est une zone 2568939 de commande qui dure, de façon typique, sept minutes, c'est-à-dire onze minutes du total de quinze minutes. La "troisième période" est le temps restant de la période de demande au cours duquel l'écart est réglé sur zéro à la fin de la période de demande et la bande morte supérieure est supprimée. La commande de demande est effectuée lorsque la réponse à la question est NON. Ensuite, en 203, il est déterminé si oui ou non la période de temps est inférieure à quatre minutes ("première période"). Si la réponse est NON, le sysstème passe à 204, temps au cours duquel le temps restant de la période de demande est calculé. 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 annulée. Dans le cas contraire, par 208 le système passe à 209 o il est déterminé si la période de demande est inférieure ou supérieure à onze minute ("seconde période" ou non). Dans la "seconde période", le système en 212 applique l'écart fixé en l'ajoutant à l'erreur et en 213 la bande morte est appliquée. Lorsque la "seconde période" s'est écoulée, en 210 l'écart réglable est ramenée à zéro et, en 211, l'erreur est ajoutée à l'écart. A partir de 213 ("seconde période") ou à partir de 211 ("troisième période") le système passe à 214 o la modification de charge est identifiée en fonction de l'erreur. 41 D07 41 2568939 Lorsque la commande de demande n'a pas à être appliquée (OUI en 200, OUI en 203), le système passe de 186 à 218, par exemple en fonction de la nécessité d'optimiser la commande des unités de turbogénérateur. Si la commande de demande doit être appliquée, il est demandé en 214 en particulier un changement de charge égal à l'erreur de 211 ou de 213, un délestage de charge commutable a lieu en fonction du programme de priorité comme expliqé par le brevet Putman, de manière à ne pas dépasser ainsi la limite de demande DL, ou bien les unités de turbogénérateur sont utilisées pour reporter la puissance prélevée au réseau de distribution sur le groupe de cogénération. Dans ce dernier cas, le système passe en 215 o il est vérifié si oui ou non la modification de charge est inférieure à la modification maximale admis- sible. La commande de demande a été décrite en référence aux figures 2 et 5 G dans le cadre de périodes de demande successives de durée constante (15 minutes dans ce cas). Toutefois, on comprendra que de telles périodes de demande, au lieu d'être successives et contiguës, peuvent se chevau- cher selon la technique dite du créneau coulissant en perma- nence, 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, basée sur la supposition que la génération par le condenseur est susceptible d'absorber la variation. Par conséquent, en 216, on fait en sorte que la génération du condenseur comprenne la modification,et, en217,1a quantité ainsi obtenue est amenée à une valeur supérieure ou égale à 0. En 218 et 219, le système répond à la fois à une modification de la commande de demande telle que-déterminée en 214 ou à une modification de la commande d'optimisation définie en 186 par l'intermédiaire de 201. Ceci est la situation exprimée aux points de sommation 307 et 308 de la figure 8. En 218, la turbine ayant le débit de vapeur le plus faible 42 2568939 est identifiée et repérée LL, c'est-à-dire la turbine pour laquelle il est moins coûteux de consommer de la vapeur pour engendrer de l'énergie électrique. En 219, l'autre turbine est identifiée et repérée MM, à savoir la turbine pour laquelle le débit de vapeur d'eau est plus élevé. Si la génération du condenseur n'est pas positive en 220, c'est-à- dire s 'il n'est pas nécessaire de satisfaire une commande de demande, il peut être possible de réduire l'énergie électrique achetée PTL si c'est la source d'énergie élec- trique la plus coûteuse. Il est tout d'abord déterminé en 221 quel sera le coût de l'énergie électrique générée. Ensuite, en 222, cette valeur est comparée à l'achat de la même quantité d'énergie au réseau de distribution. S'il est moins coûteux de cogénérer de l'énergie électrique, en 223, cette quantité d'énergie électrique (AP1 ou AP2) est produite afin de réduire l'énergie électrique PTL prélevée au réseau de distribution et d'atteindre le minimum nécessaire. En 225, en arrivant 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 voulue de puissance de condensation. La - modification de puissance devant être obtenue à partir de la turbine à faible débit LL ayant été déterminée, il appa- raît en 226 que la variation à appliquer à l'autre tur- bine MM est la différence entre la variation totale et la variation concernant la turbine LL. En 227, les indications de puissance données par le programme d'optimisation sont. alors modifiées à l'aide de ces variations de puissance. Finalement, par 227, o l'on arrive depuis le pas 226 ou le pas 222, le système passe au programme de commande de turbine qui, comme expliqué dans la demande de brevet français précitée n 84 16726 met en jeu le réseau de différence 325 de la figure 6 et le programme 331 de commande de contact de ce réseau. 43 - 2568939 Les différences entre l'énergie électrique réelle et l'énergie électrique voulue générées dans les programmes ci-dessus sont converties en une durée de fermeture et de commande de contacts ainsi mise à exécution. Les pressions dans les collecteurs doivent être surveillées pour éviter un réglage des points de consigne et d'extraction en dehors de la gamme de fonctionnement. Le système est conçu pour fonctionner même avec une machine hors de service. Une horloge est incluse pour calculer la durée de la période de demande et la période de cette horloge est automatiquement remise à zéro par l'impulsïonde la période de demande, comme expliqué dans le brevet Putman. Les entrées analogiques suivantes sont fournies: débit d'admission (une pour chaque); débit d'extraction haute pression (une pour chaque); débit d'extraction basse pression (une pour chaque); débit du condenseur (une pour chaque); les deux puissances de tur- bines P1, P2; la vanne de réduction de pression VV1; la pression dans le collecteur (collecteur RD n 1) et la puissance PTL prélevée au réseau de distribution. Les entrées numériques sont: l'entrée d'impulsion du compteur du réseau et l'entrée d'impulsion de la période de demande. Les sorties numériques consistent en huit points de contact. Lorsque l'on applique la commande pour une optimisation selon la présente demande et,en concomitanceune commande de demande (cette dernière selon le brevet U.S. 3 872 286 de R.E. Putman) il se pose un problème de stabilité dans les systèmes de cogénération du type décrit ici. L'énergie électrique est générée par passage de vapeur d'eau sous haute pression à travers des turbogéné- rateurs de manière que l'on obtienne à la fois de l'élec- tricité et de la vapeur d'eau de processus, des vannes de réduction de pression étant habituellement incluses dans le système. L'une des fonctions des vannes de réduction de pression est de satisfaire un déséquilibre entre la demande de vapeur totale, le débit de vapeur à travers les turbo- 44 2568939 générateurs et l'énergie électrique provenant de ces turbo- générateurs. Pour la stabilité du système, ces vannes de réduction de pression possèdent normalement une caractéris- tique de réduction grâce à laquelle une variation du débit de vapeur ne peut être produite que par une modification apportée dans la pression du collecteur de vapeur de proces- sus ou dans le réglage du contrôleur de pression. Toutefois, du fait que les variations de pression affectent le débit quand la commande exige une variation de la répartition des débits et un réglage des vannes d'extraction des turbines, il se produit des interactions qui retardent l'obtention d'un nouvel équilibre. Pour remédier à cet inconvénient, on utilise la technique décrite dans la demande de brevet français précitée n 84 16726, Cette technique consiste à anticiper les variations de la répartition du débit de vapeur pour un réglage donné envi- sagé des vannes, une telle anticipation étant prise en ligne de compte lors du réglage des vannes d'extraction et des turbines. Un programme utilisé pour cette anticipation remédie à ces interactions pour un ensemble donné de varia- tions désirées du débit de vapeur et de la puissance. Comme mentionné précédemment, le programme convertit les varia- tions correspondantes des régulateurs et des vannes d'extrac- tion des turbines en durées équivalentes de fermeture de contacts qui sont ensuite appliquées. La puissance générée par les turbogénérateurs (API, AP2) peut être la seule variable commandée à certains moments. A d'autres moments, seules les variations de débit de vapeur d'eau (AEX1, AEX2) sont nécessaires. Quand ces deux types de variations des réglages de pression comme celle sur la ligne 73 pour AEX1 et sur la ligne 72 pour AP1 sur la figure 4, et sur des lignes semblables pour la turbine TG6 et AEX2, AP2, il se pose un problème pratique 2568939 en raison de l'interaction entre les actionnements de commandes dans tout le processus. Quand une répartition optimale de débit de vapeur d'eau/énergie électrique a été déterminée par le système EVOP et doit être appliquée, le changement de réglage d'un seul dispositif à la fois au cours d'une séquence exige de nombreuses exécutions de la séquence avant que la nouvelle répartition soit finalement obtenue pour tous les débits. On va maintenant décrire un procédé pour remédier aux interactions inhérentes entre les matériels, c'est-à-dire pour les "découpler", avant d'effectuer toute modification. Les dispositifs sont ensuite réglés simulta- nément à l'aide des valeurs calculées de manière que l'ensemble voulu de variations nettes de la répartition soitobtenu en un ou deux passages seulement. En incorporant une bande morte à la stratégie de commande, la probabilité d'obtention de cet objectif augmente. Un avantage associé de cette stratégie est qu'en minimisant la fréquence d'application des variations au réglage des matériels, la durée de vie utile des dispositifs de régulation se trouve augmentée et la maintenance réduite. Le concept de découplage de commande a été décrit dans le cadre d'un autre processus industriel dans la demande de brevet U.S. n 367 830 déposée le 12 avril 1982, mais dans un contexte différent. Dans ce cas, le découplage avait lieu entre les sorties de la boucle de commande. Le concept du découplage est maintenant appliqué comme on le voit sur la figure 6 par le bloc 327 o les décisions de commande du bloc 325, pour servir à l'optimisation (DC) et à la commande de demande (DC), sont traitées mathématiquement par recherche d'une solution d'équations simultanées selon la méthode Gauss-Jordan. Il en résulte que les variables de processus sont commandées simultanément en fonction des décisions de commande ainsi modifiées. On obtient donc un découplage et celui-ci est effectué par action sur les divers réglages de modification. A titre illustratif, avec les variables de proces- sus telles que celles représentées sur les figures 2 et 4A, à savoir la modification de réglage AP1 pour l'énergie coge- n9rde par la turbine TG5, AEX1 de la modification de réglage du débit d'extraction en direction de l'installation à partir de TG5, AP2 pour TG6 et AEX2 pour TG6, la commande est con- forme à la matrice donnde par le tableau V ci-dessous. D'après le système de la figure 6, le système d'équations mis en jeu est représenté par la matrice du tableau V. TABLEAU V 1 2 3 4 -Sorties vers Régulateurs/ A AEXI AP2 AEX2 entree venant de l'EVOP + APt AEX1 AP2 AEX2 1 -0,004 AP1 1 -0,01 AEX1 1 -0,004 AP2 -0,01 1 AEX2 Le tableau V est une matrice montrant l'inter- action sur un ensemble de modifications devant être appliquées. En se r6férant à la figure 6, on voit que la commande de demande est effectuée dans le bloc DC en - réponse à la demande de puissance PTL (sur la ligne 330) provenant de la turbine et d'une limite de demande DL (sur la ligne 331) fixee à l'installation, par exemple une limite en KWH ne devant pas être dépassée pendant la période de demande, par exemple 15 minutes, déterminée par le watt- mètre de la compagnie de distribution d'électricité. Il en résulte qu'un calcul est exécuté par le bloc DC en confor- mité avec les enseignements du brevet U.S. précité de R.E. Putman. La décision prise dans la bloc DC peut avoir pour but de modifier PI et de commander le turbogénérateur TG5 47 2568939 (par la ligne 305) en conséquence et/ou de modifier P2 et de commander tout le turbog9nérateur TG6 (par la ligne 306) en conséquence. En supposant une telle commande, le réglage des points de consigne pour la génération d'élec- tricit6 par le turbogdngrateur TG5 et/ou par le turboggné- rateur TG6 est modifié pour prendre une nouvelle valeur. En conséquence, sur la ligne 305 pour TG5 et sur la ligne 306 pour TG6, un signal représentatif d'une telle commande est acheminé jusqu'aux additionneurs respectifs 307 et 308. Ces additionneurs répondent par les lignes respectives 301 et 302 aux signaux de commande provenant du circuit de 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 aux signaux repré- sentant la demande d'énergie électrique PD = PI+P2+PTL et a un signal représentant la demande de vapeur-d'eau SD dans l'installation. Conformément aux explications données jusqu'à présent au sujet de la technique d'optimisation entre la vapeur d'eau et l'énergie électrique, une nouvelle puissance P1 est prescrite sur la ligne 301 allant à l'additionneur 307 et une nouvelle puissance P2 est prescrite sur la ligne 302 allant à l'additionneur 308. Le bloc OC requiert également des modifications déterminees pour l'optimisation du débit de vapeur d'eau. Ces signaux apparaissent sur les lignes 303 - et 304, respectivement. Des signaux de sortie relatifs à la puissance et arrivant des additionneurs 307, 308,-sur les lignes 309, 310, pour Pl, P2, respectivement, et ceux rela- tifs à EXI, EX2 pour la vapeur d'eau sur les lignes 303, 304, sont introduits dans un réseau cible 311. D'une façon similaire, un réseau réel 320 répond à des signaux de représentation de puissance réelle sur 316 pour TG5, sur 317 pour TG6 et à des signaux d'indication de débit réel de vapeur d'eau sur la ligne 318 pour PRVI, sur la ligne 319 pour PRV2. Un réseau 325 de différence compare les lignes de sorties respectives 312-315 aux lignes de sorties res- pectives 321-324 pour fournir sur les lignes 326 des 48 2568939 incréments ou les décréments existants AEX1, AEX2, API, AP2. Dans le bloc 327 sont résolus simultanément les équa- tions établies dans le réseau 325, en utilisant de façon typique un algorithme de réduction de Gauss-Jordan. Le réseau 329 de temps résiduel répondant par la ligne 328 au bloc 327 de solution fournit sur la ligne 330 l'ordre de commande émanant en 331 du programme de commande, à savoir par établissement de points de consigne correcteurs PS1, PS2 (pour les boucles GV1 de TG5 et GV2 de TG6, respective- ment sur la figure 2) de manière à répartir les puissances Pl, P2, et PGV2 (pour ce qui concerne PGV5 comme représenté sur la figure 4A, pour TG5) PGV3 (non représenté pour TG6) afin de répartir les ddbits d'extraction EX1, EX2. La tâche de commande des turbogén6rateurs est décrite dans le'paragraphe de commande des vannes d'extrac- tion et des vannes de turbine" en annexe. A ce sujet, en se référant à la figure 7A, on voit que la tâche consiste tout d'abord à calculer les sorties découplées. Pour cela, en 401, la charge réelle "ACTARR" (voir 320 sur la figure 6) est vérifiée avec des valeurs actuelles des débits d'extrac- tion (EX1, EX2) et des puissances (P1, P2), à savoir: ACTARR (1) = GP TG5 ACTARR (2) = W38 TG5 ACTARR (3) = GP TG6 ACTARR (4) = W38 TG6. Ensuite, en 403, les valeurs cibles pour la charge (voir 311 sur la figure 6) sont vérifiées par sommation des valeurs optimales et de commande de demande pour les d6bits d'extrac- tion (EX1, EX2) et les puissances (P1, P2). Ainsi: TARGARR (1) = Puissance (1) TARGARR (2) = W38 EXT (1) TARGARR (3) = Puissance (2) TARGARR (4) = W38 EXT (2). En 403, les modifications (voir 325 sur la figure 6) sont calculdes dans le réseau "DELIN", tandis qu'en 404 ces variations sont ramenées dans les limites 49 2568939 fixées. En 405, il est vérifié si oui ou non la variable commandée est sur MANUEL, dans ce cas DELIN (1) = O. En 406, il est fait appel au sousprogramme Gauss-Jordan (voir 327 sur la figure 6). En 407, les sorties (voir 330 sur la fi- gure 6) du sous-programme de Gauss sont converties (voir 331 sur la figure 6) en durées équivalentes de temps de fermeture exprimées en increments de 1/1Oe de seconde. En 408, les sorties ainsi obtenues sont ramenées à l'intérieur de limites. En se référant à la figure 7B, on voit qu'à partir de 408 le système passe à 410 ou se pose la question de savoir si oui ou non la pression de 2,7 bars dans le collecteur est plus petite que le maximum autorisé. Dans l'affirmative, par 411, le système passe à 420 sur la figure 7C. Dans la négative en 411, une procédure est déclen- chée pour vérifier la limite supérieure du collecteur à 2,7 bars. En conséquence, en 412, la question se pose de savoir si oui ou non les deux extractions (EXI, EX2) sont sur AUTO. On remarquera ici que, lorsque le régulateur de vitesse est sur MANUEL, le turbogénérateur ne peut plus mini- miser le débit du condenseur ni commander la répartition de la puissance avec cette machine. Il reste uniquement possible de minimiser le débit du condenseur de l'autre unité. Si la réponse est NON en 412, 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 système passe au pas 416 (pour EX1) afin d'abaisser EX1 de -IMAX(2) ou au pas 419 (pour EX2) afin d'abaisser EX2 de -IMAX(4). Si la réponse est OUI en 412, le pas suivant est 414 pour établir EX1 = -3 et EX2 = -2. Dans tous les cas, le système passe à 420 de la figure 7C. En se référant à la figure 7C, on voit qu'en 420 la question se pose de savoir si le collecteur à 2,7 bars de pression se trouve à une pression supérieure au minimum, et le pas suivant consiste à vérifier la limite inférieure du collecteur à 2,7 bars de pression. 2568939 En 421, si la réponse est NON en 420, la question se pose de savoir si le réglage pour EX1 est à son maximum, par exemple grand ouvert. Si la réponse est NON, le système essaie d'augmenter la puissance générée, afin d'augmenter la vapeur disponible à l'extraction. Ainsi, en 422, EX1 est porté au maximum. Sinon, l'action a lieu sur l'autre machine et, en 425, 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. Par 424, depuis 420, ou 422, ainsi que depuis 426, la question posée est de savoir si la puissance PTL du réseau est supérieure à la limite minimale assignée. S'il n'en est pas ainsi, en 427, des mesures sont prises pour diminuer la puissance générée, par conséquent pour augmenter la puissance PTL. En 427, la question se pose de savoir si la puissance de TG5 (PI) est en cours de diminution. Dans l'affirmative, en 429, la question se pose de savoir si la puissance de TG6 (P2) est en cours d'augmentation. Si la réponse est NON, en 427, la variation de TG5 est réduite de UN. Si la réponse est OUI, en 429, la variation de puissance de TG6 est réduite. Ensuite, en 431, les entrées du réseau (303, 304, 310, 311 sur la figure 6) sont mises à jour avant de passer au programme de commande de sortie (figures 8 et 9). On trouvera en annexe le sous-programme de Gauss- Jordan. On va considérer maintenant un ensemble d'équations simultanées de la forme: 2x1 - 7x2 + 4x3 = 9 x1 + 9x2 - 6x3 = I -3x1 + 8x2 + 5x3 = 6 La procédure de solution est donnée pas par pas dans les tableaux B-K et par l'algorithme illustré par l'orga- nigramme de la figure 9. La méthode de Gauss-Jordan pour résoudre un système de n équations simultanées à n inconnues est expli- quge dans le chapitre 5, pages 269-296 de "Applied Numerical 51 2568939 Methods" par B. Carnahan, H.A. Luther et J.O. Wilkes publié par John Wiley & Sons, 1969. Les pages précitées de cette publication de 1969 sont incorporées ici à titre de référence. Le sous-programme de Gauss-Jordan, que l'on trouvera en annexe, trouve le vecteur solution correspondant à un ensemble de N équations linéaires simultanées en utili- sant l'algorithme de réduction Gauss-Jordan avec la stratégie dite de la diagonale pivotante. Le sous-programme commence tout d'abord en reportant la matrice source Q1 dans la matrice de travail Q2. En se référant maintenant à la matrice Q2, on voit que la matrice de N par N+1 de coefficients apparaît dans les N premières colonnes de la matrice Q2(N,N1)', la N1-ième colonne contenant le vecteur de droite. Au K-ième passage de la procédure d'élimination, les éléments de la Kième rangée sont normalisés par division à l'aide de l'élément pivot Q2(K. K). "DETER", le déterminant de la matrice de coefficient, est mis à jour avant l'élimination de tous les éléments non-nuls (sauf l'élément pivot) dans la K-ième colonne. Si on rencontre un élément pivot dont la grandeurest inférieure à "REF", le calcul est interrompu et "IFLAG" est amené à l'unité, en permettant ainsi l'impres- sion d'un commentaire approprié par le programme appelant. Dans le cas contraire, "IFLAG" est ramené à sa valeur zéro. On va partir de la matrice du tableau B avec les coefficients de l'ensemble précité d'équations simultanées: TABLEAU B 1 2 3 4 1 2 -7 4 9 2 1 9 -6 1 3 -3 8 5 6 La procédure consiste à diviser la première rangée par A(1,1) ce qui mène au tableau C. TABLEAU C 1 2 3 4 i 1 -7/2 2 9/2 2 1 9 -6.! 3 -3 8 5 6 -Ainsi, la première rangée est soustraite de la seconde rangée et la différence est emmagasinée dans la seconde rangée. Ceci donne le tableau D. TABLEAU D I 2 3 4 1 1 -7/2 2 9/2 2 0O 25/2 -8 -7/2 3 -3 8 5 6 Le tableau E est obtenu par multiplication de la nouvelle première rangée par A(1,3) et par soustraction du résultat obtenu de la troisième rangée. TABLEAU E 1 -2 3 4 1 -7/2 2 9/2 2 0O 25/2 -8 -7/2 3 0 -5/2 11 39/2 La seconde rangée est normalisée par division par A(2,2), ce qui donne le tableau F. - 53 2568939 TABLEAU F 1 2 3 4 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 multi- pliée par A(2,1) et le résultat est soustrait de la première rangée. La différence est emmagasinée dans la première rangée. Ceci donne le tableau G. TABLEAU G 1 2 3 4 1 O -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) et à soustraire le résultat obtenu de la troisième rangée, puis à emmagasiner la différence dans la troisième rangée. Ceci donne le tableau H. TABLEAU H 1 2 3 4 I I 0 -6/25 88/25 2 0 1 -16/25 -7/25 3 O 0 47/5 94/5 Le tableau I est obtenu par normalisation de la troisième rangée en la divisant par A(3,3). 54 2568939 TABLEAU I 1 2 3 4 1 1 O -6/25 88/25 2 O 1 -16/25 -7/25 3 O O 1 2 Le tableau J est formé par multiplication de la troisième rangée par A(3,1) et par soustraction du résul- tat obtenu de la première rangée. TABLEAU J 1 2 3 4 i 1 0 0 4 2 O 1 -16/25 -7/25 3 0 0 1i 2 Ensuite, la troisième rangée est multipliée par A(3,2) et soustraite de la seconde rangée. TABLEAU K 1 2 3 4 1 i O O 4 2 O 1 O 1 3 O O 1 2 Le sous-programme est illustré par l'organi- gramme de la figure 9, o N est le nombre de rangées (trois, dans l'exemple numérique) et le nombre de colonnes est au maximum N+1 (quatre, dans l'exemple). En 460, le déterminant DETER = 1,0 en 461 pour initialiser le compte de rangles K=D. Au pas 462, l'itération est K=K+1, avec en 463 la question de savoir si oui ou non K dépasse N. Si OUI en 493, 2568939 le drapeau IFLAG = O est établi en 494 et un retour a lieu par 495. Si la réponse est NON en 463, le pas en 465 consiste à effectuer DETER=DETER+ A(K,K). Jusqu'au moment o DETER a été réduit à 1.0E-10,à savoir en 466, en 468 par l'inter- médiaire de 457, KP1=K+1 est effectué ainsi que J=KP1-1 en 469. La boucle en 470 est J=J+1 qui est exécuté par 472 et 473 jusqu'à ce que J > NMAX en 471. En 472, le pas définit A(K,J)=A(K,J)/A(K,K). Quand J > NMAX en 471, le système passe par 474 à 475 o A(K,K)=1, et à 476, I=O est établi pour lancer l'itération I=I+1 en 477. Si I > N en 478, le système revient par 479 en 462 pour une autre itération K=K+1. Si I ne dépasse pas N en 478, la question de savoir si I =K est soulevée en 480. Dans l'affirmative, par 481, l'itération est répétée par 481 et 477. Dans la négative, la question devient "A(J,K)=O,9" en 483. S'il y a égalité par 484 et 481 l'itération du pas 477 est répétée. Sinon, par 485, le système passe au pas 486 o J=KPI-1, puis J=J+1 en 487 et jusqu'à ce que J ne soit pas supérieur à NMAX (en 488) le système revient par 492 et 481 au pas 477. Si la réponse est NON en 488, on a 489: A(J,J)=A(I,J)-A(I,K) xA(K,J). Enfin, en 490 A(I,K) est rendu égal à zéro, avant que le système ne revienne à 477 par 491 et 481. Si en 466, DETER n'est pas supérieur à 1.0E-10, le drapeau est effacé (IFLAG=1) en 496 et le système revient par 495. En se référant à la figure 8 et à la section annexée intitulée "Sousprogramme CCOCON" on voit que l'objet consiste ici à établir la configuration désirée de bits dans le registre "CCO" et à ne faire ensuite qu'un seul appel I/D, ceci tous les 1/10e de seconde. La philosophie de la commande ici consiste à démarrer toutes les modifications des régla- ges des contacteurs en même temps. Il n'y a aucun changement dans la période de 20 secondes durant laquelle le système vérifie les nouvelles modifications, de manière à obtenir ainsi la stabilité et, par un découplage, à atteindre rapide- ment l'optimum désiré. 56 2568939 En se référant à la figure 8 et au sous-programme COCON de l'annexe, on voit que ce programme est appelé diffé- remment tous les 1/10e de seconde (0,1 seconde). Si en 442 de la figure 11, le drapeau COMPLT est erroné, le programme se branche immédiatement en 442 sur SORTIE D'APPEL de manière que le temps de mise sous tension soit seulement écoulé quand un contact doit rester fermé. Sinon, par 443, si en 444 lors d'une vérification de NEWDAT, de nouvelles données sont constatées être présentes (NEWDAT=TRUE), par 445, le réseau NEWRESID est transféré en 446 au réseau RESIDTM, après quoi en 447, NEWDATA est placé sur faux en 449, I = I+1. En 450, il est déterminé si oui ou non I > N. Dans la-n9gative, ICNT est rendu égal à zéro en 451. En 451, ICNT est ensuite mis de force à zéro avant que la boucle n 1 soit exécutée en 452. Pour chaque contact successivement, le signe de RESIDTM(I) est d'abord vérifié; s'il est négatif par 453, ceci indique que le point de réglage doit être abaissé, tandis que s'il est positif par 454, ceci indique que le point de réglage doit être augmenté. Si le point de consigne doit être abaissé, RESIDTM(I) est incrémenté en 455 (c'est-à-dire qu'il est augmenté vers zéro, du fait qu'il est négatif) , CCODN(I) est rendu vrai en 456, et en 457 ICNT est incrémenté. -as Si le point de consigne doit être augmenté, RESIDTM(I) est décrémenté en 458 (c'est-à-dire baissé vers zéro, puisqu'il est positif), CCOUP(I) est rendu vrai en 459, et ICNT est également incrémenté en 459. Si RESIDTM(I) est égal à zéro, comme cela paraît en 460, le programme se branche sur l'instruction n 3 et rend en 461 CCOUP(I) et CCODN(I) tous deux faux. Si ICNT est encore égal à zéro en 453, à la fin du programme, ceci signifie que tous les RESIDTM(I) sont maintenant égaux à zéro puisque le drapeau CMPLT peut maintenant être annulé, en permettant à CCOCON de se 57 2568939 brancher immédiatement par 455 sur SORTIE la nouvelle fois qu'il sera appelé. CMPLT est rétabli si un nouveau réglage d'un des dispositifs doit être effectué. La figure 4 illustre une commande d'extraction sur une turbine pourvue d'un système de régulateur hydrau- lique. Ici, les signaux de commande électrique représentant une modification désirée pour chaque variable de processus sont prélevés au circuit d'optimisation et au contrôleur de demande et appliqués au système de commande de manière à modifier les réglages de commande. Les signaux de commande sont appliqués à des servo-moteurs actionnant des contac- teurs après conversion en durée de l'amplitude de la varia- tion voulue. Par conséquent, on ajuste de façon périodique et discontinue le système à régulateur en effectuant les modifications exprimées par le système d'ordinateur en vue d'une optimisation et/ou d'une commande de demande. Toutefois, l'invention peut aussi être appliquée à un autre type de système de commande de turbine, en parti- culier si la commande a lieu en fonction de signaux de commande analogiques, par exemple des signaux dont l'ampli- tude varie de façon continue pour traduire en valeur absolue le paramètre désiré: débit d'admission, débit d'extraction, puissance exprimée en débit. Ceci est le cas dans la pra- tique, lorsque la turbine à vapeur comprend une commande d'extraction à régulation électrique WOODWARD, comme il est connu d'une façon générale, 58 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NLMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Réf. Figure POWER (I)=O 100 5A COND(I)=O 101 SA Calcul du débit d'admission à partir des débits d'extraction et de la puissance 103 5A Calcul du débit du condenseur à partir des débits d'admission et d'extraction 104 5A Au moins un régulateur sur AUTO 105 5A REG n 1 sur MANUEL 108 5A Extraction n 1 sur MANUEL 109 5A REG n 2 sur MANUEL 112 5A Extraction n 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 puissance totale et extraction totale 120 5B Initialisation des perturbations (WDEL) 121 5B Matrice d'optimisation zéro (A) 122 5B Affectation des valeurs actuelles du débit d'extraction n l et des débits des condenseurs à la rangée Ide"A"' 123 5B Si l'un des débits d'extraction est sur MANUEL WDEL(I)=O 124 5B Si régulateur et extraction n 1 sont sur MANUEL WDEL(2)=O0 125 5B Si régulateur et extraction n 2 sont sur MANUEL WDEL(3)=0 126 5B Somme WDEL (I) 127 5B Critère de performance PERCT=O 131 5C N=O 132 5C N=N+1 133 5C DIFF=CONDMIN(1) -A(1,2) 137 5C A(1,2)=CONDMIN (1) 138 5C Extraction sur optimisation 139 5C A(1,1)=A(1,1)-DIFF 140 5C 59 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Réf. Figure A(1,1)=O 142 5C Appel CALCPWR pour établir les nouveaux débits d'admission et les nouvelles puissances 146 5C A(1,3)= CONDMIN(2) 147 5C Chargement rangées 2-4 de matrice "A" avec rangée 1 PLUS WDEL(1) 148 5C Compléter conception expérimentale SSDEVOP 149 5C Appel CALCPWR pour calculer les débits d'admission, les puissances et le coût pour chaque rangée 150 5C Recherche cas le plus défavorable parmi l'ensemble de la conception expérimentale 151 5C Recherche de la moyenne de chaque variable restante de l'ensemble, doublage de cette moyenne et soustraction de cette valeur pour le cas le plus défavorable 152 5C Mise à jour du critère de performance 154 5C Soustraction de WDEL(1) de chaque paramètre dans nouveau cas de base 155 5C AN=AN+1 160 5D Débit affecté au condenseur WDEL(1)=0 163 5D Nouvelle canalisation 1 dans conception expérimentale =Cas de base WDEL(1) 164 5D Calcul du débit d'admission à partir des débits d'extraction et des débits des condenseurs 170 5E Régulateur n 1 sur AUTO 171 5E Régulateur n 2 sur AUTO 172 5E Calcul du débit d'admission n l à partir de l'équation des débits d'admission - 173 5E Calcul des puissances à partir des équations des débits d'admission 174 5E Calcul du débit d'admission n 2- à partir de l'équation des débits d'admission 175 5E Régulateur sur AUTO 176 5E 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Réf. Figure PMAX(1) > PUISSANCE(l) > PMIN(1) 177 5E PUISSANCE(1) PUISSANCE(1) =PMIN(1) 179 5E PUISSANCE(1) >PMAX(1) 180 5E Calcul du débit d'admission à partir de l'équation des d6bits d'admission 181 5E PUISSANCE(1)=PMAX(1) 182 5E PUISSANCE(I)=0 183 5E Débit d'admission(1)=0 184 5E Solution optimale trouv6e 185 5C Calcul de la puissance future du r6seau de distri- bution à partir de puissances assignées au générateur 187 5F Puissance réseau de distribution Augmentation de l'estimation des débits d'admis- sion en tant que handicap de coût 192 5F Première période après période 200 5G Temps dans p6riode Bande morte 206 5G Erreur=O 207 5G Temps dans p6riode 61 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Réf. Figure Erreur $ = bande morte 213 5G Variation de charge désirée = Erreur 214 5G Variation de charge, = Maximum admissible 215 5G Génération COND. = Génération COND. + Modification 216 5G Génération COND. = 0 217 5G MM= Indice de la turbine ayant le plus petit débit 218 5G LL= Indice de l'autre turbine 219 5G Génération COND. pour commande de demande > O 220 5G Calcul du coût de la puissance générée 221 5G Ce coût > coût puissance achetée 222 5G Incrément cible puissance générée pour minimiser puissance prélevée au réseau 223 5G Incrément MAX. sur LL est le minimum de: Puissance de réserve Admission de réserve Variation voulue de cogénération 225 5G Variation sur MM= Variation totale - Variation sur LL 226 5G Modification puissances optimisées par variations de commande de la demande 227 5G Réseau cible 311 6 Réseau réel 320 6 Réseau de différence 325 6 Solution d'équations simultanées 327 6 Réseau temps résiduel 329 6 Programme de commande de contact 331 6 Chargement "ACTARR" avec valeurs ordinaires de débit d'extraction et de puissance 401 7A Chargement "TARGARR" avec indications optimales et de commande de demande des débits d'extrac- tion et des puissances 402 7A Calcul des variations dans réseau "DELIN" 403 7A 62 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE NQde Réf. Figure Contrainte dans les limites 404 7A Si la variable contr8ôlée est sur MANUEL, alors DELIN(I)=O 405 7A Appel du sousprogramme Gauss 406 7A Conversion des sorties du sous-programme de Gauss en durées équivalentes de fermeture en incré- ments de 1/1Oe de seconde 407 7A Contrainte de sorties dans les limites 408 7A Pression collecteur 2,7 bars > Maximum 410 7B Les deux extractions sont sur AUTO 412 7B EXI= -3 EX2= -2 414 7B EX1 sur AUTO 415 7B Diminution de EX1 de -I MAX(2) 416 7B EX2 sur AUTO 417 7B Diminution EX2 de -IMAX(4) 419 7B Pression collecteur 2,7 bars > Minimum 420 7C Réglage de EX1 au maximum 421 7C Augmentation de EX1 au maximum 422 7C Puissance réseau de distribution > Minimum 423 7C Réglage EX2 au maximum 425 7C Augmentation d'extraction au maximum 426 7C Puissance de TG5 en cours diminution 427 7C Réduction de variation de TG5 par 1 428 7C Puissance de TG6 en cours d'augmentation 429 7C Diminution puissance de TG6 par 2 430 7C Mise à jour du réseau d'entrée pour commander le programme de sortie 431 7C Si COMPLT NON 441 8 Si NEWDAT NON 444 8 Mise à jour temps résiduels stockés dans ce programme 446 8 63 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Réf. Figure NEWDAT = FAUX 447 8 I=O 448 8 I=I+O 449 8 I.GT.N 450 8 ICNT=O 451 8 RESIDTM(O).LT.O 452 8 ICNT=O 453' 8 COMPLT = FAUX 454' 8 RESIDTM(I)=RESIDTM(I)+I 455 8 CCODN(I) = VRAI 456 8 ICNT=ICNT+I 457 8 RESIDTM(I)=RESIDTM(I)-1 458 8 CCOUP(1) = VRAI ICNT = CNT+I 459 8 RESIDTM (I)=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 K > N 463 9 DETER=DETER+A(K,K) 465 9 DETER > 1.OE-10 466 9 J=J+! 470 9 J > NMAX 471 9 A(K,J)=A(K,J)/A(K,K) 472 9 A(K,K)=1 475 9 I=O 476 9 J=J+O 477 9 I > N 478 9 I=K 480 9 A(J,K)=O 483 9 64 2568939 IDENTIFICATION DES REFERENCES NUMERIQUES PORTEES SUR LES DESSINS LEGENDE N de Ref. Figure J=J+1 487 9 J > NMAX 488 9 J>N 488 9 A(I,J)=A(I,J) -A(I,K)=A(K,J) 489 9 A(K,K)=O 490 9 + FLAG=O 494 9 1FLAG=l 497 9 Annexe (A-1) 001: 000 Sous-programne de Gauss (N, NI, Q2, TFLAG) 0002 Réel Q2(N,N1) 0003 Référence des données/1,02 = 10/ 0004 C 0005 C Réduction de Causs-Jordan d'un jeu de N équations simultanées 0006 C 0007 C Ce sous-progranmoe 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 scus-progranoe camence 0012 C d'abord par copier la matrioe 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 raît dans les sept colonnes de la matrice 'Q2(N,N1) 0016 C la Nême colonne contenant le vecteur droit. Au Kême 0017 C passage du schéma d'élimination, K = TH, les élé- 0018 C nents de la rangée sont normalisés en divisant par 0019 C l'élément pivot Q2(K,K). 'DETER', le détenrminant C de la matrice des coefficients est mis à jour avant 0021 C l'élimination de tous les élérments non nuls (à 0022 C l'exception de l'élénment pivot) dans la Keme colonne. 0023 C Si le système rencontrait un élément pivot qui soit d'une amplitude inférieure à la "REF", le calcul s'arrêterait et le drapeau "IFAG" serait amené à l'unité, en permettant d'imprimer un comnientaire approprié par le programme appelant, sinon "IFLAG" est renvoyé avec sa -raleur zéro. 0024 C C Référence; "Applied Numerical Methods" par 0026 C Carnaman, Luther et Wilkes, John Wiley & Sons Inc. 0027 C (1969) 0028: DETER = 1,0 0029:00Q5 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+1 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 Kime 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:OORE Poursuite :00C8 IFLAG = 0 0061:00C9 Retour 0062:00C8 Fin Dinension du progranme: 0209, Dioension du groupe: 0030, Erreurs: 0000, Version: 12, Enregistrements binaires: 0006 67 2568939 ( RÉPUBLIQUE FRAN AISE 2 568 940 INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE PARIS Ce numéro n'a donné lieu à aucune publication ou on L6 REVENDICATIONS 1. Système de cogénération comprenant au moins une turbine à vapeur (TG5; TG6) alimentée en vapeur d'eau à une pression d'admission supérieure en vue d'une génération de vapeur d'eau à une pression d'extraction inférieure et d'un échappement de vapeur d'eau à une pression d'échappement tout en engendrant de l'énergie électrique à une vitesse d'exploitation en fonction d'une demande de vapeur d'eau d'une installation et d'une demande d'énergie électrique d'une installation, le système susvisé comprenant en combi- naison des commandes réagissant à un circuit de calcul (CMP) en engendrant des signaux de commande en fonction de la posi- tion de vannes (VV1), (VV2), de réglage de débit d'admission et de débit d'échappement et un système de commande réagis- sant auxdits signaux de commande en assurant un débit d'extraction et une génération d'énergie électrique corres- pondants, caractérisé par le fait que ledit circuit de calcul réagit à une indication du débit de vapeur d'eau à ladite pression d'admission, à une indication du débit de vapeur d'eau à ladite pression d'extraction et à une indica- tion du débit d'échappement de vapeur d'eau à la pression la plus faible en déterminant la position de ladite vanne de réglage de débit d'admission et d'une vanne de réglage de débit d'extraction pour laquelle lesdites demandes de vapeur d'eau et d'énergie électrique sont satisfaites sous un débit d'échappement de vapeur minimal. 2. Système selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'énergie électrique est prélevée concurem- ment sur le réseau de distribution d'une compagnie d'élec- tricité, ledit circuit de calcul déterminant les quantités d'énergie électrique cogénérée et d'énergie électrique prélevée au réseau de distribution en fonction du coût de la vapeur d'eau par unité consommée, du coût de la puissance électrique par unité d'énergie cogénérée et du coût par unité d'énergie achetée au réseau de distribution. 68 2568939 3. Système selon la revendication 2, caractérisé par le fait que le coût de l'énergie électrique prélevée au réseau étant supérieur au coût de l'énergie cogénérée, ledit circuit de calcul ordonne une production maximale d'énergie cogénérée avec un débit d'échappement de rapport minimal. 4. Système selon la revendication 3, caractérisé par le fait qu'il comprend un dispositif de commande de demande associé à la consommation d'énergie électrique prélevée au réseau, le dispositif de commande de demande précité réagissant à une limite assignée de demande d'énergie électrique en établissant un écart par rapport à ladite limite de demande en'tant qu'énergie voulue ou qu'énergie excédentaire, ledit circuit de calcul réagissant de façon concomitante à la demande de vapeur, à la demande d'énergie électrique, au débit d'admission, au débit d'extraction, au débit d'échappement et à l'écart d'énergie électrique en augmentant l'énergie électrique prélevée au réseau de distri- bution et en diminuant l'énergie électrique cogénérée par augmentation du débit d'échappement lorsque ledit écart d'énergie électrique dépasse la limite de demande. 5. Système selon l'une quelconque des revendica- tions 2, 3 ou 4, caractérisé par le fait que ladite turbine (TG5; TG6) comprend au moins une première et une seconde unités de turbogénérateur, chacune comportant une entrée d'écoulement d'admission, un écoulement de condenseur en tant qu'écoulement d'échappement, au moins un écoulement d'extraction sous pression inférieure et un générateur électrique fonctionnant à la vitesse du turbogénérateur associé pour fournir de la puissance électrique, ladite demande de vapeur d'eau étant satisfaite par la somme des sorties d'écoulement d'extraction desdites première et seconde unités, et ladite demande en énergie électrique étant satisfaite par la somme des énergies électriques fournies par lesdites première et seconde unités et de l'énergie électrique prélevée au réseau de distribution, 69 2568939 ledit circuit de calcul établissant des signaux de commande respectifs pour lesdites énergies fournies et pour lesdites sorties d'écoulement d'extraction. 6. Système selon la revendication 5, caractérisé par le fait que lesdits signaux de commande satisfont un échappement minimal de vapeur d'eau au condenseur d'au moins une desdites unités. 7. Système selon la revendication 6, caractérisé par le fait que des moyens d'optimisation sont associés audit circuit de calcul, ces moyens utilisant un modèle mathématique combinant la vapeur d'eau totale introduite dans chaque unité, le total de la vapeur d'eau extraite de chaque unité, l'échappement du condenseur de chaque unité et l'énergie électrique fournie par chaque unité en terme d'énergie de vapeur d'eau consommée pour ces dernières, lesdits modèles mathématiques établissant une répartition optimalede vapeur d'eau et d'énergie sur chaque unité et entre lesdites unités pour réduire au minimum le co t de la vapeur d'eau fournie et de l'énergie électrique fournie cogénérée avec la vapeur d'eau. 8. Système selon la revendication 7, caractérisé par le fait que le modèle mathématique utilise la technique EVOP en mettant en équation le débit d'admission de vapeur d'eau et le débit d'extraction à partir du condenseur, l'énergie électrique cogénérée fournie étant prise en compte en termesde débit d'admission de vapeur d'eau, de débit de vapeur d'eau sous pression inférieure et de débit de condenseur. 9. Système selon la revendication 5, caractérisé par le fait qu'il comprend des moyens de découplage mis en action par lesdits signaux de commande pour calculer les écarts respectifs à partir de ces derniers en terme de commande effective pour compenser le surcroît de commande avec un tel signal de commande en raison du couplage entre l'unité de turbogénérateur et le processus, ledit moyen de commande réagissant auxdits signaux de commande, chaque 7C 2568939 signal de commande étant corrigé par l'écart calculé associé. 10. Système selon la revendication 9, caractérisé par le fait que lesdits signaux de commande sont appliqués aux réglages de commande respectifs pour lesdits moyens de commande, lesdits réglages de commande étant testés perio- diquement en vue d'une commande, et ledit moyen de commande fonctionnant de façon discontinue sous les réglages précités. 11. Système selon la revendication 10, caractérisé par le fait que ledit moyen de commande comprend des servo- moteurs, dont chacun est destiné à ajuster le réglage de commande d'une variable correspondante, à savoir: le débit d'admission, le débit de vapeur d'eau sous faible pression et l'énergie électrique pour chaque unité; et que lesdits réglages de commande sont appliqués sous forme de durée de commande par lesdits moteurs, grâce à quoi lesdits signaux de commande et les écarts par rapport à ces derniers sont traduits en réglages de commande de façon simultanée et discontinue pour chaque variable associée. 12. Procédé de cogeneration pour répondre à une demande de vapeur d'eau et à une demande d'énergie électrique d'un processus industriel, avec la vapeur d'eau à un premier coût prédéterminé et avec l'assistance d'énergie électrique achetée au réseau de distribution à un second coût prédéter- miné, caractérisé par le fait que: on détermine un troi- sième coût d'énergie électrique engendrée corrélativement avec ladite vapeur d'eau, on détermine la quantité optimale de vapeur d'eau prélevée sur ledit procédé de cogénération, on détermine les quantités optimales d'énergie électrique engendrée et d'énergie électrique achetée, de manière à satisfaire lesdites demandes en vapeur d'eau et en énergie électrique à un coût global minimal par rapport auxdits premier, second et troisième coûts, et on commande le procédé de cogénération de manière à obtenir ladite quantité 71 2568939 optimale de vapeur d'eau etlesdites quantités optimales d'énergies électriques générée et achetée. 13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait qu'il utilise au moins une seconde unité de turbogénérateur, lesdites première et seconde unités de turboggnérateur fournissant des première et seconde énergies électriques générées respectives (Pl, P2) en réponse aux premier et second débits d'admission de vapeur d'eau (Tl, T2) respectivement, aux débits d'extraction respectifs (EX1, EX2) et aux débits respectifs de condenseur (C1, C2); une répartition optimale de vapeur d'eau (T1, T2) depuis ledit agencement de chaudière, d'extractions (EX,, EX2), de débits de condenseur (C1, C2) et d'énergies électriques générées (P1s P2) et achetées Pu étant calculée avec les deux unités précitées, ce calcul étant basé sur les coûts incrémentaux et sur les modifications incrémentales effectués sur EX1, EX2 et CI, C2 pour satisfaire la demande SD en vapeur d'eau et la demande PD en énergie électrique. 14. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que ladite énergie électrique achetée se trouve à un coût par unité d'énergie qui est supérieur au coût d'énergie générée par unité, la génération d'énergie élec- trique (Pl, P2) étant maximisée sous les contraintes inhé- rentes d'au moins un des débits parmi le débit d'admission, le débit d'extraction et le débit de condenseur dans au moins une des unités de turbogénérateur, l'énergie électrique achetée PTL étant prélevée au réseau de distribution en tant qu'énergie électrique complémentaire pour satisfaire la demande PD en énergie électrique. 15. Procédé selon la revendication 13, caractérisé par le fait qu'au moins un des débits parmi le débit d'admis- sion, le débit d'extraction et le débit de condenseur est maintenu sous contrainte pendant ladite opération de détermi- nation d'optimum, sur au moins une desdites unités de turbo- générateur, ladite opération de détermination d'optimum 72 2568939 étant en outre appliquée à au moins un autre débit parmi le débit d'admission, le débit d'extraction et le débit de condenseur. 16. Procèdd selon la revendication 13 ou 14, carac- tgrisé par le fait que la quantité d'énergie électrique gendree à au moins une des unités de turboggngrateur est augmente pendant ladite opération de détermination d'opti- mum par accroissement corrélatif du débit du condenseur de cette unité, et vice versa. 17. Procédé selon l'une quelconque des revendica- tions 13, 14 ou 15, caractérisé par le fait que la quantité d'énergie électrique générée dans au moins une des unités de turboggngrateur est augmentée au cours de ladite opéra- tion de détermination d'optimum par diminution corrélative du débit d'extration de cette unité, et vice versa. 18. Procédé selon l'une quelconque des revendica- tions 13 à 16, caractérisé par le fait que ladite opération de détermination d'optimum est exécutée par simulation de modifications incrémentales appliquées à des variables simulées comprenant l'un desdits débits d'extraction et desdits débits de condenseur, lesdites modifications incré- mentales étant répétées successivement pour chacune desdites variables simulées, une desdites modifications incrémentales étant effectuée en sens opposé pour l'une desdites variables simulées de ladite succession, cette variable étant une variable différente dans ladite succession, l'évaluation des cofits successifs pour une détermination optimale étant effectuée dans ladite succession, lesdites évaluations de coût étant mises en moyenne dans la totalité de ladite succession pour d&terminer un meilleur résultat, et ladite simulation étant répétée au cours d'une autre succession, de manière à atteindre ainsi une détermination optimale. 19. Procédé selon la revendication 17, caractérisé par le fait que ladite opération de commande est effectuée, après que les résultats améliorés successifs ont abouti 37à 2568939 à ladite détermination optimale, en fonction d'un débit parmi lesdits débits d'extraction et lesdits débits de condenseur. 20. Procédé selon la revendication 18, caractérisé par le fait que lesdits débits d'extraction sont déduits à l'aide d'une détermination de débit d'équilibre. 21. Procédé selon la revendication 20, caractérisé par le fait que lesdits débits d'admission sont déduits à l'aide d'une détermination de débit d'équilibre. 22. Procédé selon la revendication 21, caractérisé par le fait que ladite opération de commande est exécutée sur lesdits débits d'admission, lesdits débits d'extraction et lesdits débits de condenseur des unités de turbogéné- rateur. 23. Procédé selon la revendication 22, caractérisé par le fait que les débits d'admission, les débits d'extrac- tion, les débits de condenseur, l'énergie électrique générée, l'énergie électrique achetée, les demandes d'énergie élec- trique et de vapeur d'eau sont mesurés initialement.