Способ и система управления для планирования нагрузки электростанции

Группа изобретений относится к планированию нагрузки электростанции. Техническим результатом является оптимизация планирования нагрузки в электростанции с целью минимизации эксплутационных затрат. Способ оптимизации планирования нагрузки для электростанции, имеющей один или более блоков генерирования. Способ содержит этап анализа рабочего состояния одного или более компонентов блоков генерирования с точки зрения одного или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами блоков генерирования. Далее, согласно способу, обновляют целевую функцию, которая отражает состояние одного или более компонентов блоков генерирования. А также, решают целевую функцию для оптимизации плана одного или более блоков генерирования и рабочего состояния одного или более компонентов блоков генерирования. Кроме того, управляют одним или более блоками генерирования при оптимизированном плане и рабочем состоянии. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к области техники планирования в электростанциях. Более конкретно настоящее изобретение относится к планированию нагрузки электростанции.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Оптимизация является технологией управления процессом таким образом, чтобы оптимизировать указанный набор параметров без нарушения ограничений процесса. Традиционно процесс оптимизации в электростанции выполняется для того, чтобы повышать кпд, снижать возможные выбросы, сокращать затраты и максимизировать готовность системы к выработке электроэнергии. Предусмотрено несколько систем, которые могут независимо оптимизироваться в электростанции для лучшей производительности, например, модернизация конкретного компонента оборудования в электростанции может приводить к меньшему расходу топлива. Кроме того, общая работа электростанции может быть оптимизирована посредством оптимизации одного или более факторов, которые способствуют общей эффективности электростанции.

Типично требуется оптимизировать планирование нагрузки в электростанции, чтобы минимизировать эксплуатационные затраты. Предусмотрены различные традиционные технологии для оптимизации планирования нагрузки. Например, планирование нагрузки может быть оптимизировано на основе потребности нагрузки, т.е. планирование на электростанциях выполняется таким образом, что удовлетворяются потребности нагрузки. В качестве другого примера планирование нагрузки также может быть оптимизировано так, что оно удовлетворяет предварительно определенному плану технического обслуживания.

Можно легко видеть, что операция планирования нагрузки имеет последствия в виде затрат, и затраты, ассоциированные с планированием нагрузки, упоминаются как "затраты на планирование нагрузки". Затраты на планирование нагрузки могут быть определены из капитальных затрат на оборудование, затрат на топливо, затрат на химические продукты, затрат на резервное оборудование и детали и затрат на техническое обслуживание. Кроме капитальных затрат и затрат на топливо затраты на техническое обслуживание считаются существенными расходами в электростанции, и смещение в плане технического обслуживания может приводить к существенному изменению в затратах на планирование нагрузки.

План технического обслуживания оборудования может быть основан на равных интервалах, истекшем времени или показаниях счетчика в реальном времени. Следовательно, зачастую требуется адаптироваться к любому непредвиденному смещению или предварительно запланированному смещению в плане технического обслуживания, чтобы минимизировать затраты. Кроме того, общие эксплуатационные затраты электростанции также изменяются вследствие смещения в плане технического обслуживания. План технического обслуживания основан на времени простоя, являющемся результатом планового технического обслуживания компонентов электростанции и незапланированных или принудительных остановов вследствие внезапной неисправности и ремонтно-восстановительного мероприятия. Желательно иметь планово предупредительное техническое обслуживание и исключать незапланированное техническое обслуживание. Следовательно, операции по техобслуживанию планируются периодически и максимально часто либо согласно рекомендациям изготовителя, либо на основе прошлого опыта операторов.

Задержка запланированного плана технического обслуживания может увеличивать незапланированное техническое обслуживание и ассоциированные затраты. Опережение плана технического обслуживания может влиять на необязательные операции по техобслуживанию и затраты на техническое обслуживание. Следует отметить, что предусмотрено несколько инструментальных средств планирования для планирования выработки, а также технического обслуживания, но они зачастую не основаны на фактических рабочих условиях и состоянии рассматриваемого компонента или операции.

В общем, по действиям по техническому обслуживанию, требуемым компонентами электростанции, производится уведомление посредством соответствующих устройств запуска технического обслуживания в форме электронного представления, которые являются вводами для таких инструментальных средств планирования. Согласно устройствам запуска технического обслуживания эти инструментальные средства должны обнаруживать план для действий по техническому обслуживанию наряду с планированием выработки в течение определенного периода времени. В таких подходах к планированию используемые технологии оптимизации основаны только на рассмотрении затрат и не включают в себя фактические рабочие условия и состояние компонентов.

С появлением усовершенствованной системы управления и с повышением вычислительной мощности, доступной в такой системе управления, для оптимизации включается большее число признаков. В системе управления оптимизация может быть выполнена с помощью модуля оптимизации или компонента, который уже интегрирован с системой управления, или может быть выполнена отдельно на основе информации, доступной из станции. Тем не менее, обычная практика заключается в том, чтобы приспосабливать первое средство, т.е. модуль оптимизации, уже встроенный в систему управления. В большинстве случаев модуль оптимизации использует подход на основе статистических или физических моделей (первоначальная модель) для оценки оптимальных настроек. Другие подходы, такие как подход на основе нейронной сети или синтаксический подход, также могут осуществляться на практике.

В случае операции планирования нагрузки оптимизированные выходные значения являются различными заданными значениями для контроллеров, управляющих станцией. Предоставляемые заданные значения являются такими, что станция, в общем смысле, функционирует с возможностью удовлетворять требованиям (примерному требованию по нагрузке, эксплуатационным затратам, эффективности, требованиям техники безопасности и нормативным требованиям, требованиям по техническому обслуживанию и т.д.).

Как упомянуто выше, в большинстве случаев оптимизация базируется на подходе на основе статистической или первоначальной модели. В таких подходах, по существу, предусмотрено, по меньшей мере, одно математическое выражение, которое связывает свойство станции в зависимости от измеренных или оцененных параметров станции. Некоторыми примерами свойства станции являются выходная мощность генератора, образование пара в бойлере, использование топлива, план технического обслуживания, длительность использования или ожидаемый срок службы конкретного блока на станции и т.д. Обычно используемые математические модели связаны с производительностью отдельных блоков на станции или с общим координированным функционированием станции. В большинстве случаев производительность включает в себя функции затрат или они могут извлекаться посредством надлежащей записи задачи оптимизации в виде формулы.

В конкретном аспекте планирования нагрузки и влияния операции по техобслуживанию можно видеть, что обычная практика заключается в том, чтобы приспосабливать предварительно заданный план, предписанный для технического обслуживания, хотя на практике операция по техобслуживанию может быть непредвиденной операцией, выполняемой в результате повреждения одного или нескольких компонентов в электростанции. Поскольку затраты в случае неспособности электростанции к предоставлению услуг являются очень высокими, расчеты по электростанции проводятся с предусмотрением достаточной избыточности и допусков, чтобы противостоять нестандартным нагрузкам или сценариям. Помимо этого, имеются соответствующие общие знания или предыстория, накопленная на электростанциях относительно операций по техническому обслуживанию и ремонту для станции, так что специалисты в данной области техники должны выяснять, какая нагрузка или сценарий с большой вероятностью вызывает повреждение какого компонента, а также ассоциированные затраты и время простоя как следствие операции по техобслуживанию. Эти знания могут эффективно использоваться для планирования нагрузки для электростанции и включать в себя план для операции по техобслуживанию с учетом состояния станции.

В свете вышеприведенного описания существует потребность в эффективной технологии для планирования нагрузки для электростанции и разработки модуля оптимизации, присутствующего в системе управления так, что он также отвечает за планирование технического обслуживания.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩЕСТВА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Соответственно настоящее изобретение предоставляет способ оптимизации планирования нагрузки для электростанции, имеющей один или более блоков генерирования. Способ содержит этапы i) анализа рабочего состояния одного или более компонентов блоков генерирования, имеющих один или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами блоков генерирования, ii) обновления целевой функции, которая отражает состояние одного или более компонентов блоков генерирования, iii) решения целевой функции, чтобы оптимизировать план одного или более блоков генерирования и рабочее состояние одного или более компонентов блоков генерирования, и iv) управления одним или более блоками генерирования при оптимизированном плане и рабочем состоянии.

Согласно одному аспекту способа этап анализа включает в себя оценку характеристик и оценку эксплуатационных затрат в горизонте прогнозирования. Оптимизация планирования нагрузки, упомянутая в данном документе, включает в себя планирование выработки, планирование технического обслуживания или нагрузки для одного или более блоков генерирования, или комбинацию вышеозначенного. Способ также включает в себя оптимизацию индексов риска для одного или более компонентов одного или более блоков генерирования. Оптимизация индексов риска выполняется посредством надлежащего изменения регулируемых переменных.

Согласно дополнительному аспекту способ включает в себя отсрочку или опережение запуска технического обслуживания для технического обслуживания одного или более компонентов одного или более блоков генерирования, которая основана на состоянии компонента или требовании по нагрузке. Целевая функция, упоминаемая в изобретении, включает в себя, по меньшей мере, один член для управления технологическим процессом одного или более компонентов одного или более блоков генерирования и, по меньшей мере, один член, ассоциированный с техническим обслуживанием одного или более компонентов одного или более блоков генерирования. Этап обновления включает в себя обновление целевой функции затратами, ассоциированными с отсрочкой или опережением технического обслуживания одного или более компонентов одного или более блоков генерирования.

Соответственно настоящее изобретение также предоставляет систему управления для планирования нагрузки электростанции, имеющей один или более блоков генерирования. Система управления содержит оптимизатор, имеющий одну целевую функцию для оптимизации планирования нагрузки, которая включает в себя планирование технического обслуживания, и для оптимального управления технологическими процессами одного или более блоков генерирования. Оптимизатор использует компонент модели станции и компонент модели повреждений для оптимизации планирования нагрузки.

Согласно дополнительному аспекту системы оптимизатор содержит анализатор планировщика для анализа рабочего состояния одного или более компонентов блоков генерирования, имеющих один или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами блоков генерирования. Оптимизатор допускает планирование технического обслуживания на основе индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами одного или более блоков генерирования, либо прогноза потребления или улучшений в рабочем состоянии, обусловленных посредством новых регулируемых переменных, либо заранее запланированного технического обслуживания, осуществляемого посредством устройства запуска технического обслуживания, либо комбинаций вышеозначенного.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов воплощения со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых:

фиг.1 изображает блок-схему системы для планирования нагрузки электростанции, в соответствии с которой могут быть реализованы различные примерные варианты осуществления;

фиг.2 изображает блок-схему оптимизатора для планирования нагрузки электростанции, в соответствии с одним вариантом осуществления;

фиг.3 изображает блок-схему упрощенной общей электростанции на ископаемом топливе (FFPP), в соответствии с одним вариантом осуществления;

фиг.4 изображает примерный профиль прогнозирования потребления;

фиг.5 изображает способ планирования нагрузки электростанции, в соответствии с одним вариантом осуществления.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следует отметить, что этапы способа и системные компоненты представлены посредством традиционных символов на чертежах, показывающих только конкретные подробности, которые являются существенными для понимания настоящего раскрытия сущности. Дополнительно подробности, которые могут быть легко очевидными для специалистов в данной области техники, возможно, не раскрыты.

Примерные варианты осуществления настоящего раскрытия сущности предоставляют способ и систему для планирования нагрузки электростанции.

Обычно планирование на электростанциях выполняется, чтобы вырабатывать электроэнергию в течение периода времени/горизонта прогнозирования, варьирующегося от нескольких дней до недель, что называется краткосрочным планированием нагрузки. План выработки электростанции составляется на основе потребления мощности/пара, готовности компонентов электростанции и чистого дохода от выработки. Как описано выше, оптимизатор использует различные факторы затрат, включающие в себя штраф за неудовлетворение потребления, доход от продаж электроэнергии, расход топлива, сокращение выбросов, амортизацию компонентов, пуск и останов компонентов с тем, чтобы оптимально нагружать электростанцию. В дополнение к этим факторам затрат оптимизатор также использует затраты, ассоциированные с планом технического обслуживания каждого компонента, оцениваемым с учетом состояния каждого компонента с точки зрения индекса риска, также называемого индексами риска, и компенсации в EOH (эквивалентных часах эксплуатации), привязанной к его номинальному функционированию и ожидаемому сроку службы, чтобы находить оптимальные планы выработки, технического обслуживания и рабочий режим и достигать максимального дохода и эффективности.

В соответствии с первым аспектом способ планирования нагрузки электростанции посредством оптимизатора включает в себя прием одного или более вводов, при этом один или более вводов ассоциированы с множеством составляющих электростанции. Способ включает в себя вычисление индекса риска, по меньшей мере, одной из составляющих электростанции в ответ на один или более вводов. Способ включает в себя определение нагрузки на основе индекса риска, нагрузка ассоциирована с выходной мощностью электростанции. Способ включает в себя управление электростанцией на основе нагрузки.

Фиг.1 изображает блок-схему системы для планирования нагрузки электростанции, в соответствии с которой могут быть реализованы различные варианты осуществления. Система включает в себя оптимизатор 105, модуль 125 прогнозирования, модуль 130 пользовательского ввода, базу 135 данных станции, контроллер 140 станции и электростанцию 145.

Оптимизатор 105 включает в себя компонент 110 модели, компонент 120 модели повреждений и компонент 115 модели EOH-компенсации. Оптимизатор 105 принимает один или более вводов из модуля 125 прогнозирования, модуля 130 пользовательского ввода, контроллера 140 станции и из базы 135 данных станции.

Система включает в себя модуль 125 прогнозирования, чтобы предоставлять прогноз нагрузки для электростанции 145 в течение периода времени. Потребность нагрузки продолжает колебаться, и, следовательно, существует необходимость в прогнозировании потребности нагрузки. Модуль 125 прогнозирования может использовать пользовательские входные данные, чтобы предоставлять прогнозную информацию или иметь выделенную модель прогнозирования на основе статистических моделей или других технологий. Один или более генераторов может быть выбран для работы на основе прогнозной потребности нагрузки. Кроме того, посредством отключения генераторов на основе требования по нагрузке эксплуатационные затраты электростанции 145 могут быть минимизированы. Прогнозное требование по нагрузке дополнительно отправляется в качестве ввода в оптимизатор 105 для планирования нагрузки электростанции 145.

В дополнение к вышеуказанному модуль 125 прогнозирования также используется для того, чтобы предоставлять предварительно определенный план технического обслуживания для одной или более составляющих электростанции 145. Предварительно определенный план технического обслуживания, тип технического обслуживания и период/периодичность плана технического обслуживания одной или более составляющих электростанции 145 основаны на опыте использования оператора или рекомендациях изготовителей компонентов. Предварительно определенный план технического обслуживания в течение периода времени дополнительно отправляется в качестве ввода в оптимизатор 105 для планирования технического обслуживания одной или более составляющих электростанции 145.

Система включает в себя модуль 130 пользовательского ввода для приема множества пользовательских вводов в оптимизатор 105. Множество пользовательских вводов включает в себя, но не только, затраты на топливо, штраф за выбросы, затраты в течение срока службы оборудования и эксплуатационные затраты на резервные блоки. Пользовательские вводы дополнительно отправляются в качестве вводов в оптимизатор 105.

Электростанция 145 включает в себя множество блоков. Информация, связанная с множеством блоков электростанции 145 и их рабочим режимом, сохраняется в базе 135 данных станции. Предыстория эксплуатации, текущее состояние, сведения по производству и планирование технического обслуживания множества блоков электростанции 145 также сохраняются в базе 135 данных станции. Информация, связанная с множеством блоков электростанции 145, дополнительно отправляется в качестве ввода в оптимизатор 105 через контроллер 140 станции для планирования нагрузки электростанции 145.

Система включает в себя электростанцию 145. Электростанция 145 принимает план нагрузки и технического обслуживания, определенный через контроллер 140 станции, и электростанция 145 управляется на основе нагрузки, определенной посредством оптимизатора 105.

Фиг.2 является блок-схемой оптимизатора 105 для планирования нагрузки электростанции 145, в соответствии с одним вариантом осуществления. Оптимизатор 105 включает в себя компонент 110 модели станции, анализатор 113 планов и модуль 118 нахождения решений по оптимизации. Анализатор 113 планов, упомянутый в данном документе, содержит модель 115 EOH-компенсации и компонент 120 модели повреждений. Анализатор 113 планов через различные параметры станции (например, измеряемые переменные, базу данных станции) анализирует факторы, требуемые для решения целевой функции, предоставляющей план нагрузки (план выработки/план технического обслуживания) и значения нагрузки (заданные значения) для одного или более компонентов одного или более блоков генерирования. Обобщенно предполагается, что анализатор планов анализирует рабочее состояние (оценку характеристик конкретного блока генерирования, чтобы эффективно выполнять свою функцию относительно эффективности технологического процесса и затрат). Здесь оценка характеристик включает в себя оценку рисков, оценку потребления и, на основе оценки рисков и оценки потребления, также оценку потребности в техническом обслуживании, включающую в себя предложение плана для технического обслуживания. Дополнительно вышеуказанный аспект затрат относится к эксплуатационным затратам, которые включают в себя затраты на техническое обслуживание.

Множество регулируемых значений задачи планирования нагрузки, решаемой посредством одного или более блоков, может быть предоставлено в качестве вводов в компонент 110 модели станции и компонент 120 модели повреждений. Как компонент 110 модели станции, так и компонент 120 модели повреждений также принимают один или более вводов из электростанции 145 через контроллер 140 станции, базу 135 данных станции, модуль 125 прогнозирования и модуль 130 пользовательского ввода.

Компонент 105 оптимизатора имеет модуль 118 нахождения решений по оптимизации, и он используется для того, чтобы находить оптимальный план нагрузки для электростанции 145 посредством минимизации целевой/оценочной функции электростанции 145 в ответ на прием одного или более вводов. Целевая/оценочная функция, которая должна минимизироваться посредством модуля 118 оптимизации оптимизатора 105, включает в себя штраф за неудовлетворение потребности, эксплуатационные затраты вследствие расхода топлива, затраты на пуск, затраты на останов, затраты вследствие старения, затраты вследствие выбросов и затраты на техническое обслуживание. Модуль 118 нахождения решений по оптимизации использует известную технологию оптимизации на основе максимумов и минимумов для нахождения оптимальных планов нагрузки и технического обслуживания для электростанции 145. Во время итеративного процесса минимизации целевой/оценочной функции модуль 118 оптимизации компонента оптимизатора 105 использует компонент 110 модели и компонент 120 модели повреждений одной или более составляющих электростанции 145. Этот процесс оптимизации продолжается до тех пор, пока модуль оптимизации не находит оптимальный план нагрузки, для которого значение целевой функции минимизируется.

Компонент 120 модели повреждений принимает регулируемые значения и вводы из базы 135 данных станции (база данных имеет как текущие значения, так и информацию предыстории, связанную с параметрами станции, требуемыми для вычислений посредством компонента модели повреждений). Компонент 120 модели повреждений затем вычисляет индекс риска, по меньшей мере, одной из составляющих электростанции 145 на основе регулируемых значений и одного или более вводов, принимаемых из базы 135 данных станции. Значения индексов риска для еще одной из составляющих электростанции затем передаются из компонента 120 модели повреждений в модель 115 EOH-компенсации. Модель 115 EOH-компенсации имеет факторы затрат, ассоциированные с каждым из значений индексов риска одной или более составляющих электростанции 145. Оптимизатор 105 определяет планы нагрузки и технического обслуживания на основе факторов затрат, ассоциированных с вычисленными значениями индексов риска, и управляет электростанцией 145 (нагружает электростанцию) так, чтобы удовлетворять спрос на потребление самым лучшим способом.

Фиг.3 является представлением в форме блок-схемы упрощенной общей электростанции на ископаемом топливе (FFPP) 145, которая управляется посредством системы управления, которая включает в себя оптимизатор 105, чтобы вычислять оптимальное решение по управлению электростанцией. FFPP состоит из трех FFPP-блоков 150, 155, 160, работающих параллельно. Каждый FFPP-блок имеет три основных элемента оборудования, а именно, бойлер (B) 165, паровую турбину (ST) 170, которая механически соединяется с электрическим генератором (G) 175. При работе паровые нагрузки, в общем, называемые регулируемыми переменными u₁, u₂ и u₃, применяются к соответствующему бойлеру, чтобы формировать вывод в форме пара, выражаемый как y₁₁, y₂₁, y₃₁, который подается в паровую турбину, комбинированную с электрическим генератором, для генерирования электроэнергии. Электроэнергия, выводимая из генератора, выражается как y₁₂, y₂₂, y₃₂.

Система 140 управления используется для того, чтобы отслеживать и управлять различными рабочими параметрами электростанции 145 так, чтобы обеспечивать то, что электростанция управляется в оптимальных состояниях. Для оптимальной эксплуатации электростанции, как пояснено выше, одним из критических аспектов является оптимальное планирование нагрузки между различными FFPP-блоками, и вычисление для оптимизированного решения выполняется в оптимизаторе 105.

В примерном варианте осуществления цель задачи оптимизации планирования нагрузки состоит в том, чтобы удовлетворять потреблению мощности посредством планирования нагрузки для трех FFPP-блоков согласно различным ограничениям, таким как минимизация затрат на топливо, затрат на пуск, эксплуатационных затрат, затрат вследствие выбросов и затрат в течение срока службы. Оптимизатор 105 принимает вводы из электростанции и применяет технологии оптимизации для оптимального планирования нагрузки. На основе оптимального решения система 140 управления отправляет команды в различные исполнительные механизмы в электростанции, чтобы управлять параметрами технологического процесса.

Целевая функция, используемая для оптимизации, заключается в следующем:

,

C _dem является штрафной функцией за неудовлетворение потребления электроэнергии в течение периода времени, называемого горизонтом прогнозирования.

,

где является надлежащим весовым коэффициентом, а для t=T, ..., T+, M-dt является прогнозом требования по нагрузке в горизонте M прогнозирования, y_i2 является электроэнергией, вырабатываемой посредством всех n блоков. Со ссылкой на фиг.3 n=3.

C_fuel является затратами на расход топлива, представленный в модели для FFPP посредством выводов y ₁₁, y ₂₁, y ₃₁, и тем самым совокупные затраты на расход топлива задаются следующим образом:

,

является затратами на уменьшение выбросов загрязняющих веществ (NO_x, SO_x, CO_x), вырабатываемых посредством электростанции, и задается следующим образом:

,

где $$k_{iemission}$$ представляет положительные весовые коэффициенты, а представляет нелинейную функциональную зависимость между нагрузкой и формированием выбросов.

$$C_{start,shut}$$ является функцией затрат для пуска/останова одной или более составляющих электростанции и задается следующим образом:

,

где представляет положительные весовые коэффициенты, u _li является целочисленными состояниями (включение/выключение) блоков.

$$C_{life}$$ описывает амортизацию основных фондов вследствие эффекта нагрузки и задается следующим образом:

где амортизационные затраты каждого компонента вычисляются следующим образом:

,

где Load и Load_base являются нагрузкой, базисной нагрузкой на каждый компонент электростанции соответственно; cost _EOH,comp является затратами в единицах EOH на конкретный компонент электростанции, а dt является временем дискретизации.

C_maintenance , затраты на техническое обслуживание для одного или более компонентов электростанций, задаются следующим образом:

где C _fixed является суммой фиксированных затрат на техническое обслуживание для различных компонентов электростанции.

C_{maintenance shift} является затратами на амортизацию компонента электростанции вследствие смещения в предварительно определенном плане технического обслуживания. Он задается следующим образом:

где , и ∆t является смещением в плане технического обслуживания от предварительно определенного плана.

C _{Risk index} является компенсационными затратами, соответствующими значению индекса риска, предоставляемому посредством модели повреждений.

является членом для доходов, полученных посредством продаж электроэнергии.

где является коэффициентом затрат для электроэнергии для продажи.

Цель электростанции состоит в том, чтобы максимизировать доход и минимизировать затраты на техническое обслуживание и штрафы. Это непосредственно зависит от времени для активной выработки (плана выработки) и обратно пропорционально времени обслуживания (плану технического обслуживания), когда выработка прекращается или не ведется на полной мощности.

В предложенной записи в виде формулы операции при работе станции, включающие в себя техническое обслуживание, основаны на фактическом рабочем режиме, а также допускают влияние на рабочий режим для плана выработки и операций по техобслуживанию. Затраты на техническое обслуживание одной или более составляющих электростанции, тем самым, определяются на основе рабочего режима с использованием компонента модели повреждений и компонента модели EOH-компенсации.

Компонент модели повреждений основан либо на первоначальных моделях (моделях старения), либо на вероятностных моделях на основе статистических распределений, связывающих параметры рабочего режима (на основе предыстории/экспериментальных данных, исключенного срока использования в заданном рабочем режиме. Примером для электрического старения является значение электростатического напряжения и время работы). Компонент модели повреждений включает в себя показатели для серьезности, возникновения и обнаружения повреждений для различного рабочего режима с использованием FMEA-технологии. Показатели с точки зрения количественных показателей (например, количественный показатель между 0-10) извлекаются из состояния станции, также классифицированного или кодированного с точки зрения количественных показателей, извлекаемых из регулируемых переменных или данных из базы данных станции. Показатель серьезности является оценкой того, насколько сильно на план выработки влияет повреждение. В одном варианте осуществления серьезность задается так, что она зависит от нескольких факторов, и каждый из факторов может суммироваться и масштабироваться посредством надлежащих весовых функций, ассоциированных с каждым из факторов. Представим некоторые примеры факторов для получения показателя серьезности. Это:

a) время работы относительно технического обслуживания, т.е. серьезность, допускается как высокая, если компонент в блоке, для которого кодируется информация серьезности, уже подлежит техническому обслуживанию. Показатель серьезности является средним, если он приближается к предварительно заданному или выделенному плану для технического обслуживания, и является низким, если он только что прошел техническое обслуживание. (Высокий, средний и низкий могут иметь соответствующую балльную оценку, ассоциированную с ними). Этот фактор автоматически кодируется из информации предыстории, ассоциированной с компонентом, полученным из базы данных станции;

b) влияние на время простоя вследствие повреждения, этот фактор может быть кодирован также на основе, критически ассоциированной с компонентом, или на основе предыстории обслуживания, доступной в базе данных станции, или на основе определения специалистов в данной области техники, ассоциированного с компонентом. Если влияния нет, т.е. повреждение компонента вообще не влияет на функционирование блока по любым причинам, в том числе и потому, что предусмотрен резервный компонент, который повышает надежность, количественный показатель может считаться низким, и в зависимости от влияния, ассоциированного с недоступностью блока для выработки, количественный показатель определяется как высокий или средний. Влияние является предварительно заданной функцией, ассоциированной с каждым компонентом;

c) затраты на замену, ассоциированную с компонентом станции, также могут быть кодированы на основе относительных затрат на замену различных подлежащих обслуживанию/сменных компонентов в электростанции;

d) сложность повреждения и ремонта для различного компонента в агрегатах также может быть кодирована на основе знаний и опыта, требуемых для того, чтобы заниматься операцией по техобслуживанию, или/и на основе сложности, связанной с операциями по техобслуживанию.

В другом варианте осуществления факторы для серьезности могут быть получены из классификации рабочей области для различных компонентов в электростанции. Здесь вычисление значения индекса риска основано на приоритетах из рабочей области, их начальных состояниях и норме амортизации, ассоциированной с MV для каждого компонента электростанции.

Задаются три различных рабочих области для одной или более составляющих электростанции в ассоциации с регулируемыми переменными. Рабочие области для одной или более составляющих электростанции включают в себя область повреждения, подлежащего ремонту, область повреждения, требующего замены, и область повреждения, не подлежащего ремонту. Область повреждения, подлежащего ремонту, задается как область, в которой посредством надлежащего регулирования рабочего режима блоков состояние блока может поддерживаться так, чтобы не вызывать существенные потери или внезапные повреждения, приводящие к потере обслуживания конкретного блока. Предполагается, что эта область имеет низкое значение индекса риска. Область повреждения, требующего замены, задает средний риск и обозначает состояние, в котором блок или основной компонент в блоке приближается к своему рекомендованному периоду технического обслуживания, установленному изготовителем или рекомендованному на основе информации предыстории (опыта использования) для номинального функционирования, и при повреждении с большой вероятностью создает потери, хотя управляемые с точки зрения затрат, вследствие небольшого прерывания обслуживания или вследствие повреждений, приводящих к операции по замене, выполняемой через небольшое время или управляемой посредством активации резервного блока. Область повреждения, не подлежащего ремонту, задает высокое значение риска, при котором невозможно воспользоваться преимуществом в задержке в операции по техобслуживанию, т.е. любое возникшее повреждение оказывает огромное влияние либо на план выработки, либо на затраты на техническое обслуживание. Информацией рабочих областей являются указанные инженерами-технологами значения, подходящие посредством расчетов или технических требований компонента, и служебная информация или другая информация предыстории, доступная в базе данных станции. Уровни риска кодируются в показатель серьезности в компоненте модели повреждений.

Вновь подтверждено, что различные факторы, способствующие рейтингу серьезности компонента, могут надлежащим образом суммироваться и масштабироваться в зависимости от роли/значимости компонента, и различные компоненты, в свою очередь, суммируются и масштабируются так, что они представляют блок электростанции.

Данные по числу возникновений ассоциированы с такими факторами, как вероятность повреждения конкретного компонента в блоке электростанции. Вероятность повреждения дополнительно связана с рабочим режимом/состоянием компонентов электростанции (например, вероятность повреждения для каждого основного компонента в агрегатах на основе накопленных уровней напряжения и времени накопления этих напряжений). Значение вероятности также кодируется как низкое, среднее и высокое для различных компонентов, суммируется и масштабируется так, чтобы представлять силовой модуль. В зависимости от компонента, который подвержен риску (значение средней или высокой вероятности), регулируемые переменные могут так регулироваться посредством оптимизатора, чтобы минимизировать риск выхода компонента из строя. Другим фактором, который может быть использован, является частота возникновения неполадок. Если компонент имеет предрасположенность к повреждениям, фактор может быть кодирован как "высокий", указывая высокий риск.

Обнаружение используется для того, чтобы отражать, насколько просто детектировать развитие неисправности, приводящей к повреждению компонента при работе в блоке электростанции. При наличии хорошего механизма детектирования, чтобы отслеживать неисправность в системе управления, значение может быть кодировано как "низкое", указывая низкий риск, ассоциированный с компонентом. Значение может быть высоким для неисправностей, которые возникают внезапно или имеют несколько режимов или не отслеживаются (прямо или косвенно). Следует признать, что неисправности или режимы повреждения, которые отслеживаются или допускают отслеживание, имеют низкий риск, поскольку эти неисправности, на основе знаний режима повреждения и дерева неполадок, являются управляемыми посредством регулирования рабочего режима (управляются через регулируемые переменные). Для компонентов, в которых неисправности являются ненаблюдаемой величиной или имеются средства для того, чтобы осуществлять логический вывод или оценку, риск может считаться "средним".

Компонент модели повреждений вычисляет индекс риска, соответствующий рабочему состоянию (извлекаемому из базы данных станции, регулируемых переменных (MV) или измеряемых переменных) для каждого блока/компонента электростанции. Значение индекса риска одной или более составляющих электростанции принимается во внимание для планирования технического обслуживания и имеет количественные показатели (значение индекса риска), дополнительно классифицированные следующим образом:

Более низкий индекс риска: Нет необходимости в плане технического обслуживания. Отсрочка плана технического обслуживания может разрешаться при подтверждении оправданности на основе затрат, либо если компонент, уязвимый для повреждения, имеет такой характер, который обеспечивает возможность простой замены без влияния или с минимальным влиянием на станцию. Именно поэтому индекс риска не влияет на работу станции.

Средний индекс риска: План технического обслуживания может быть задержан и может быть приспособлен, когда компонент электростанции является бездействующим, или не запланирован в плане выработки, если такой план ожидается в ближайшем будущем (в горизонте прогнозирования), или если предполагается, что значение индекса риска должно становиться более низким в горизонте прогнозирования. Тем не менее, изменение рабочего режима рекомендует уменьшать уровень риска или, по меньшей мере, поддерживать риск в управляемых пределах. Например, станция может управляться в условиях пониженного напряжения (без перегрузки или в режиме ниже полной установленной мощности). Изменение рабочего режима также может осуществляться с тем, чтобы уменьшать значение риска со среднего до низкого, т.е. восстанавливать подвергающуюся риску станцию/компонент станции.

Более высокий индекс риска: План технического обслуживания является обязательным. Техническое обслуживание запланировано немедленно или через короткое время. Здесь подвергающийся риску компонент с большой вероятностью выходит из строя без предупреждения и оказывает серьезное влияние на работу станции или в значительной степени воздействует на время простоя.

В этой системе техническое обслуживание планируется на основе состояния системы и с учетом общей выгоды (функции затрат), принимая во внимание прогноз требования по нагрузке в горизонте прогнозирования, т.е. оптимизация системы определяет, когда следует осуществлять техническое обслуживание. Это связано как с индексом риска (указывающим фактическое состояние системы), так и с эксплуатационными затратами/затратами на техническое обслуживание/неустойками. Если обнаружен высокий риск, предоставляется новый набор регулируемых переменных, поскольку оптимизатор пытается уменьшать индекс риска, ассоциированную EOH-компенсацию и другие затраты (старение, техническое обслуживание), становящиеся высокими.

Вычисленные значения индексов риска для еще одной из составляющих электростанции 145 посредством компонента 120 модели повреждений передаются в модель 115 EOH-компенсации. Модель 115 EOH-компенсации предоставляет соответствующие факторы EOH-компенсационных затрат, ассоциированные с каждой категорией значений индексов риска (высокий/средний/низкий) одной или более составляющих электростанции 145. Модель EOH-компенсации основана на таблицах поиска (например, таблице 1) для каждого компонента электростанции, которая задает значения EOH-компенсации и затраты в единицах EOH, соответствующие каждой категории значения индекса риска.

В качестве примера использование модели EOH-компенсации проиллюстрировано для компонента бойлера в электростанции. Следующая таблица представляет значения индексов риска и ассоциированную EOH-компенсацию. Фактор затрат, ассоциированный с индексом риска, вычисляется следующим образом:

Таблица 1
Кодирование для EOH-компенсации
Диапазон индексов риска	Категория риска	EOH-компенсация
(0-0,4)	Низкий риск	5
(0,4-0,7)	Средний риск	10
(0,7-1,0)	Высокий риск	50

Например, если бойлер электростанции работает при значении высокого риска в 0,8, и Cost_EOH=100$ (выражается), то ассоциированный фактор затрат вычисляется как C_RiskIndex =50·100=5000$. Этот фактор затрат должен добавляться в целевую функцию J. В процессе минимизации целевой функции (J) компонент оптимизатора пытается исключать такие факторы затрат, ассоциированные с высокими значениями индексов риска, посредством планирования операций по техническому обслуживанию для таких компонентов в электростанции.

При нахождении оптимального планирования нагрузки электростанции оптимизатор всегда пытается управлять блоками в менее строгом режиме/области повреждения, подлежащего ремонту. Если блок попадает в область повреждения, требующего замены, оптимизатор пытается уменьшать значения регулируемых переменных, чтобы снижать значение риска со среднего до низкого. Аналогично, в любом случае, если какой-либо блок попадает в область повреждения, не подлежащего ремонту, то оптимизатор пытается планировать техническое обслуживание для соответствующего блока, если в ближайшем будущем не прогнозируется снижение уровня риска. Анализатор планов использует модель станции, чтобы способствовать в моделировании состояния станции в горизонте прогнозирования так, чтобы обнаруживать то, ожидается или нет снижение риска в горизонте прогнозирования.

Дополнительно исходные начальные точки, т.е. служебная информация, связанная с накопленным напряжением и временем применения этих напряжений для заданных рабочих областей, извлекается из предыстории работы электростанции.

Амортизация/старение оборудования электростанции тесно связаны с рабочим режимом электростанции. Как описано выше, регулируемые переменные связаны с вероятностью значения повреждения (кодированного надлежащим образом, чтобы получать количественный показатель возникновений в модели повреждений), а также при вычислении нормы амортизации. Например, норма амортизации увеличивается, если оборудование работает под большой нагрузкой. В отношении рейтинга серьезности значение нормы амортизации также варьируется. Задержка в предварительно определенном плане технического обслуживания может приводить к увеличенной норме амортизации и ассоциированных факторах затрат. Но в то же время, если имеется какой-либо подходящий компромисс посредством такой настройки регулируемых переменных, чтобы выполнять задержанное техническое обслуживание, посредством управления нормой амортизации со времени такой настройки до истечения периода после предварительно определенного плана технического обслуживания, то оптимизатор с большой вероятностью управляет станцией с такой настройкой регулируемой переменной. В таких случаях планы технического обслуживания могут быть задержаны, и блок может быть запланирован для выработки с нагрузками, рекомендованными оптимизатором для полного преимущества.

В одном варианте осуществления операция по техобслуживанию планируется так, как задано в таблице поиска (таблица 2), на основе уровней риска и прогноза нагрузки. Столбец прогноза нагрузки имеет относительную кодифицированную информацию, при этом потребности нагрузки на основе прогноза классифицируются как "низкие", когда потребности нагрузки легко удовлетворяются посредством других блоков. Прогнозное значение нагрузки является "средним", когда потребности нагрузки удовлетворяются посредством других блоков при низких потерях посредством поддержания на номинальных уровнях или посредством незначительного увеличения вывода блока за пределы номинальных уровней. Прогнозное значение нагрузки является "высоким", когда потребности нагрузки не могут удовлетворяться без участия блока, подлежащего техническому обслуживанию (штрафные значения являются высокими).

В качестве начального состояния предварительно определенный план технического обслуживания для одной или более составляющих электростанции (скажем, после каждого периода T_m должно быть запланировано техническое обслуживание конкретного компонента, электростанции) получается из модуля прогнозирования и используется посредством оптимизатора в качестве начальных состояний для планирования операций по техническому обслуживанию. В любое время t время для следующего технического обслуживания составляет (T_m-t).

Система оптимизирует план нагрузки в горизонте прогнозирования на основе оценки характеристик, оценки эксплуатационных затрат и смещений в плане технического обслуживания. Учитываются уровни риска и EOH-компенсации. Если в это время (T_m-t) значение индекса риска является допустимым для планирования выработки, блок запланирован для выработки. В этом случае уровень риска таков, что он предполагает необходимость планирования технического обслуживания, система проводит тесты на предмет улучшений посредством такого надлежащего изменения регулируемых переменных, чтобы создавать состояние, в котором уровень риска предположительно снижается. Система также может приспосабливать моделирование в качестве средства для теста на предмет улучшений с использованием компонента модели станции.

Если при тестировании методом моделирования или при тестировании по времени (∆t) с новыми регулируемыми переменными прогнозное или фактическое значение индекса риска по-прежнему является высоким (нет существенного сокращения значения индекса риска), то система должна предлагать/принудительно инструктировать компоненту/блоку начинать техническое обслуживание в предварительно сконфигурированное время (например, снижение+∆T, где ∆T является временем реакции для того, чтобы регулировать другие блоки или иметь требуемые разрешения от операторов).

Если во время теста на предмет улучшений прогнозное или фактическое значение риска уменьшается (значительное улучшение в системе) вследствие эксплуатации станции с новыми регулируемыми переменными (MV), то техническое обслуживание не может быть выполнено в (T_m-t), и новый план технического обслуживания T_m+m∆t записывается в модуль прогнозирования.

Следует признать, что операция на основе моделирования является необязательной, и оптимизатор в одном варианте осуществления может быть описан без тестирования методом моделирования для того, чтобы выполнять определение на предмет улучшения. Тем не менее, по минимуму может быть предусмотрен достаточный анализ с тем, чтобы указывать, что существует экономическая выгода вследствие изменения плана технического обслуживания, и этот анализ может выполняться посредством анализатора планов. Дополнительно анализатор планов также может быть использован для того, чтобы указывать оптимальное смещение вместо отсрочки на m∆t для плана технического обслуживания только на основе затрат с использованием известных процедур, к примеру предусмотренных в патенте (США) 6999829, включающих в себя инструктирование целевой функции на основе затрат оптимально определять смещение, требуемое в плане технического обслуживания.

Также следует отметить, что при отсрочке плана технического обслуживания целевая функция должна учитывать более высокое значение амортизационных затрат до времени, когда выполняется техническое обслуживание. Этот фактор добавляется в качестве дополнительного члена в целевую функцию в качестве части, которая учитывает затраты на техническое обслуживание.

Способ оптимизации кратко поясняется в нижеприведенном примере со ссылкой на фиг.3. Допустим, что блоки 1, 2 и 3 являются идентичными. Пусть максимальная установленная мощность нагрузки блоков 1, 2 и 3 составляет 60 МВт, 60 МВт и 50 МВт соответственно. Допускается, что типичный профиль прогнозирования потребления демонстрирует оптимальный план операций по выработке и по техобслуживанию в горизонте прогнозирования, как показано на фиг.4.

Все три блока (блок 1, 2, 3) оптимально запланированы так, что они вырабатывают по 40 МВт, чтобы удовлетворять полному требованию в 120 МВт до времени t₁. После времени t₁ профиль потребления изменяется на 160 МВт, как следует из 410 по фиг.4. Поскольку максимальная установленная мощность нагрузки блока 3 составляет только 50 МВт, как следует из 440, ему запланировано посредством оптимизатора, вырабатывать 50 МВт. Оставшиеся 110 МВт разделяются между блоками 1 и 2.

Из 420 можно видеть, что между временем t₁-t₂ предусмотрен предварительно определенный запуск технического обслуживания для блока 1, обозначаемый как T_m. Анализатор планов и модуль нахождения решений по оптимизации оценивают и принимают во внимание различные факторы, ассоциированные с планированием нагрузки/планированием технического обслуживания блока 1. В этом примере в точке вокруг T_m индекс риска для блока 1 является средним. Среднее значение риска для индекса риска и высокое потребление приводят к необходимости немедленного снижения риска и одновременно удовлетворяют спрос на потребление. В этом примере для блока 1 оптимизатор показывается как запланированный по времени со значением в 50 МВт в качестве нагрузки, которая является оптимальной по затратам и позволяет снижать риск. Новое заданное значение, чтобы снижать риск, отправляется для блока 1, соответствующего 50 МВт. Чтобы удовлетворять спрос на потребление и инструктировать блоку 1 работать при 50 МВт, запланировано, что выработка блока 2 возрастает с 55 МВт до 60 МВт, как следует из 430. Оптимизатор проверяет на предмет улучшений в ∆t в горизонте прогнозирования, и он обнаруживает, что риск в блоке 1 действительно уменьшается до низкого за ∆t в горизонте прогнозирования. Следовательно, операции по техобслуживанию блока 1 откладываются на T_m+∆t. Оптимизатор записывает подходящее время для плана технического обслуживания для блока 1 как T_m+∆t, где ∆t является временем в горизонте прогнозирования и смещением в плане технического обслуживания от T_m.

Прогноз потребления теряет актуальность сразу после плана T_m+∆t, и потребление является достаточно низким, так что оно удовлетворяется посредством блока 2 и блока 3. Поскольку потребление является низким, и даже если индекс риска блока 1 является низким, блок 1 рассматривается для технического обслуживания в T_m+∆t. Во время t₂ блоки 2 и 3 запланированы на обеспечение полного потребления в 50 МВт.

Таблица 2 Планирование операций по техобслуживанию на основе индекса риска и прогноза потребления
Индекс риска	Прогноз потребления	Операции по техобслуживанию
Высокий	Низкий	По плану
Средний	Низкий	По плану
Низкий	Низкий	По плану
Высокий	Средний	Проверка на предмет улучшений в ∆t (Tm является максимальным значением), при отсутствии улучшений, мероприятия по плану
Средний	Средний	Проверка на предмет улучшений в ∆t (Tm является максимальным значением), при отсутствии улучшений, мероприятия по плану
Низкий	Средний	Отсутствие плана, отсрочка Tm на (Tm+m∆t)
Высокий	Высокий	Проверка на предмет улучшений в ∆t (Tm является максимальным значением), при отсутствии улучшений, мероприятия по плану
Средний	Высокий	Проверка на предмет улучшений в ∆t (Tm является максимальным значением), при отсутствии улучшений, мероприятия по плану
Низкий	Высокий	Отсутствие плана, отсрочка Tm на (Tm+m∆t)

T_m является планом для технического обслуживания, m является предварительно определенным числом, и ∆t является временем в горизонте прогнозирования.

Фиг.5 иллюстрирует способ оптимизации планирования нагрузки для электростанции в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Электростанция, упоминаемая в данном документе, имеет один или более блоков генерирования, имеющих один или более компонентов.

Оптимизация планирования нагрузки здесь включает в себя планирование выработки, планирование технического обслуживания или нагрузку для блоков генерирования и т.п. Она также включает в себя оптимизацию индексов риска для компонентов блоков генерирования, которая может осуществляться посредством изменения регулируемых переменных, как описано выше. Оптимизация планирования нагрузки также может включать в себя отсрочку или опережение запуска технического обслуживания для технического обслуживания компонентов блоков генерирования, на основе требования по нагрузке или состояния компонента.

Этап 505 связан с анализом рабочего состояния компонентов блока генерирования. Блоки генерирования имеют один или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентов блоков генерирования. Этап анализа включает в себя оценку характеристик, оценку эксплуатационных затрат и смещения в плане технического обслуживания в горизонте прогнозирования.

Этап 510 заключает в себе обновление целевой функции, которая отражает состояние одного или более компонентов блоков генерирования. Целевая функция, упомянутая в данном документе, включает в себя, по меньшей мере, один член для управления технологическим процессом компонентов и, по меньшей мере, один член, ассоциированный с техническим обслуживанием компонентов. Кроме того, этап обновления целевой функции включает в себя обновление относительно затрат, ассоциированных с отсрочкой или опережением технического обслуживания компонентов блоков генерирования, или затрат, ассоциированных с жизненным циклом компонентов, учитывающих амортизацию или ухудшение качества компонентов.

На этапе 515 целевая функция решается, чтобы оптимизировать план рабочего состояния блоков генерирования для компонентов блоков генерирования, как проиллюстрировано на этапе 520.

Этап 525 связан с этапом управления электростанцией. Это связано с функционированием блоков генерирования при оптимизированном плане и рабочем состоянии.

Также следует отметить, что система управления предлагает средство, позволяющее оператору/пользователю переопределять планирование нагрузки (например, план технического обслуживания) или рабочее состояние посредством вводов через надлежащий пользовательский интерфейс непосредственно указанием конкретного плана или рабочего состояния для одного или более компонентов блоков генерирования в электростанции или косвенно обработкой определенных параметров/переменных, связанных с анализатором планов или модулем прогнозирования.

Хотя только конкретные признаки вариантов изобретения проиллюстрированы и описаны в данном документе, различные модификации и изменения должны быть очевидными специалистам в данной области техники. Следовательно, необходимо понимать, что прилагаемая формула изобретения имеет намерение охватывать все эти модификации и изменения как попадающие в пределы сущности изобретения.

1. Способ оптимизации планирования нагрузки для электростанции, имеющей один или более блоков генерирования, при этом способ, содержащий этапы, на которых:
- анализируют рабочее состояние одного или более компонентов блоков генерирования, имеющих один или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами блоков генерирования;
- обновляют, по меньшей мере, одну целевую функцию, которая отражает состояние одного или более компонентов блоков генерирования;
- решают одну или более целевых функций, чтобы оптимизировать план одного или более блоков генерирования и рабочее состояние одного или более компонентов блоков генерирования; и
- управляют одним или более блоками генерирования при оптимизированном плане и рабочем состоянии.

2. Способ по п.1, в котором этап анализа включает в себя этап, на котором оценивают характеристики, оценивают эксплуатационные затраты и смещения в плане технического обслуживания в горизонте прогнозирования.

3. Способ по п.1, в котором оптимизация планирования нагрузки включает в себя этап, на котором планируют выработку, планируют техническое обслуживание или нагрузку для одного или более блоков генерирования или комбинацию вышеозначенного.

4. Способ по п.1, в котором оптимизация планирования нагрузки включает в себя этап, на котором оптимизируют индексы риска для одного или более компонентов одного или более блоков генерирования посредством надлежащего изменения регулируемых переменных.

5. Способ по п.1, в котором оптимизация планирования нагрузки включает в себя этап, на котором задают отсрочку или опережение запуска технического обслуживания для технического обслуживания одного или более компонентов одного или более блоков генерирования на основе состояния компонента или потребности нагрузки.

6. Способ по п.1, в котором целевая функция включает в себя, по меньшей мере, один член для управления технологическим процессом одного или более компонентов одного или более блоков генерирования или, по меньшей мере, один член, ассоциированный с техническим обслуживанием одного или более компонентов одного или более блоков генерирования, или комбинацию вышеозначенного.

7. Способ по п.1, в котором обновление включает в себя этап, на котором обновляют целевую функцию (а) затратами, ассоциированными с отсрочкой или опережением технического обслуживания одного или более компонентов одного или более блоков генерирования, или (b) затратами, ассоциированными с жизненным циклом одного или более компонентов одного или более блоков генерирования, или комбинацией (а) и (b).

8. Система управления для планирования нагрузки электростанции, имеющей один или более блоков генерирования, причем система управления содержит:
- анализатор планировщика для анализа рабочего состояния одного или более компонентов блоков генерирования, имеющих один или более индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами блоков генерирования, и
оптимизатор, имеющий, по меньшей мере, одну целевую функцию для оптимизации планирования нагрузки, которая включает в себя планирование технического обслуживания, и для оптимального управления технологическими процессами одного или более блоков генерирования, причем упомянутый оптимизатор использует компонент модели станции и компонент модели повреждений для оптимизации планирования нагрузки.

9. Система по п.8, в которой оптимизатор выполнен с возможностью планирования технического обслуживания, осуществляемого посредством устройства запуска технического обслуживания на основе индексов риска, ассоциированных с одним или более компонентами одного или более блоков генерирования, либо прогноза потребности или улучшений в рабочем состоянии, обусловленных новыми регулируемыми переменными, либо плана заранее запланированного технического обслуживания, либо осуществляемого пользователем через пользовательский интерфейс, или комбинации вышеозначенного.