JP3801071B2

JP3801071B2 - Power generation facility operation and maintenance plan support system

Info

Publication number: JP3801071B2
Application number: JP2002048931A
Authority: JP
Inventors: 喜治林; 秀和藤村; 雅夫古川; 勝人清水; 靖早坂
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2001-02-27
Filing date: 2002-02-26
Publication date: 2006-07-26
Anticipated expiration: 2022-02-26
Also published as: JP2002330541A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電設備の運転・保全計画支援システムに係り、特に、複数の発電会社が所有する複数の発電ユニットの運転・保全を管理する共通のサービスセンターを設け、このサービスセンターが通信ネットワークを通して各発電ユニットから取得したプラントデータを用いて複数の発電会社毎にそれぞれの発電ユニットの運転・保全計画を立案するようにした発電設備の運転・保全計画支援システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、発電事業を営んでいる多くの発電会社は、複数の発電ユニットを保持しており、これらの発電ユニットの発電量を統括的に管理するため、各発電会社毎に中央給電指令所（中給）が設置された発電システムになっている。このような発電システムにおいて、中央給電指令所は、需要者側の電力需要に対応して発電ユニット毎に発電量を割当て調整し、各発電ユニットにおいて中央給電指令所で割当てた発電量を維持するように調整した運転が行われる。この場合、中央給電指令所は、経済性を高めるとの観点から、発電ユニットで使用される燃料費が最小となるように、すなわち発電効率が最大となるようにこの発電システムの運転計画を立案するとともに、環境保全を優先させるとの観点から、発電ユニットから放出される窒素酸化物や二酸化炭素等の排出ガス量が許容範囲内に収まるようにこの発電システムの運転計画を立案している。
【０００３】
ところで、運転計画の基準となる発電効率や排出ガス量に関する特性は、使用する燃料の種類や発電方式によって大きく異なってくる。燃料については、火力発電の場合、石炭，石油，天然ガス等、多くの種類の燃料が使用されるもので、使用される燃料の種類によって、単位燃料価格当たりの発電量だけでなく、排出ガス量やその排出ガスの組成も大きく異なっている。また、発電方式については、蒸気タービンによる発電，ガスタービンによる発電、あるいはそれらを組み合わせたコンバインド発電というように、機器の構成自体が発電効率に大きく影響する。中央給電指令所は、これらの発電ユニットから得られるプラントデータ（プラントの特性を表すデータ）を、発電ユニット毎に格納保存しており、それぞれの発電ユニットに対する運転計画の立案の際にはこれらのプラントデータが用いられる。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
前記既知の発電システムにおいては、それぞれの発電会社の中央給電指令所が所有する発電ユニット毎にプラントデータを格納保存しているが、それらのプラントデータは、プラントの設計値または発電プラントの運転開始時等、発電ユニットにおける比較的初期の段階のプラントデータに限られており、このようなプラントデータは、年月が経過するに従って次第に変化したり、あるいは、使用する燃料の組成によって変化するため、このようなプラントデータを用いるだけでは、それぞれの発電ユニットにおける現実のプラント特性に基づいた運転計画を立案することができないものであった。
【０００５】
また、前記既知の発電システムにおいては、発電ユニットを構成するガスタービン等の機器が常時高温にさらされているため、機器の負荷変動が頻繁に繰り返し発生した場合、熱疲労による機器の劣化が急速に進行する。このため、それぞれの発電会社毎に、所有する発電ユニットに対して、単純に燃料費が最小になるような経済性に富んだ運転を採用したとしても、機器の負荷変動が繰り返されれば、機器の寿命が縮まり、その交換時期が早まるため、保全費を含めたプラント運用に必要な各発電ユニットのトータルコストが必ずしも最小にならないものであった。
【０００６】
さらに、前記既知の発電システムにおいては、それぞれの発電会社毎に、所有する複数の発電ユニットに対して高い発電効率を有する発電ユニットを積極的に選択して運転したとしても、その発電ユニット構成している機器または部品の故障確率が高い場合は、機器または部品の故障発生によって計画外停止が発生し、それによる経済的損失をもたらす可能性があるため、燃料費のみに基づいて複数の発電ユニットの運転計画を立案しても、結果的にコストが最小にならないものであった。
【０００７】
本発明は、このような技術的背景に鑑みてなされたもので、その目的は、現実のプラントデータを用い、発電ユニットの機器または部品の種々の状況を含めたトータル判断に基づいて複数の発電会社毎に所有する発電ユニットの運転計画を立案する発電設備の運転・保全計画支援システムを提供することにある。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
また、前記目的を達成するために、本発明は、複数の発電会社毎にそれぞれ所有する複数の発電ユニット及び中央給電指令所と、共通のサービスセンターとが通信ネットワークを介して接続配置され、サービスセンターは、複数の発電ユニットからそれぞれ通信ネットワークを通してプラントデータを取得し、複数の発電会社毎に、複数の発電ユニットから取得したプラントデータを用いて機器モデルによってプロセス値を推定し、推定したプロセス値と実測値との偏差値を求め、求めた偏差値から当該発電ユニットの発電効率の低下によって生じる経済的損失費用を複数の発電会社毎に算定し、算定した経済的損失費用と当該発電ユニットにおける機器または部品の交換に係わる費用との比較により、複数の発電会社毎に所有する発電ユニットの運転・保全計画を立案する第１の手段を備える。
【００１１】
前記第１の手段によれば、サービスセンターにおいて、リアルタイムで評価算出した発電効率に基づいて、複数の発電会社毎に、所有する各発電ユニットの運転・保全計画を立案する際に、機器モデルにより推定したプロセス値と実測値との偏差値から性能の低下に伴う経済的損失費用を算出し、この経済的損失費用と機器または部品の交換に係わる費用とを比較し、その比較結果を用いて各発電会社毎の発電ユニットの運転・保全計画を立案することができるため、各発電会社毎に運転・保全のトータルコストを削減することができる。
【００１４】
また、前記目的を達成するために、本発明は、複数の発電会社毎にそれぞれ所有する複数の発電ユニット及び中央給電指令所と、共通のサービスセンターとが通信ネットワークを介して接続配置され、サービスセンターは、複数の発電ユニットからそれぞれ通信ネットワークを通してプラントデータを取得し、複数の発電会社毎に、取得したプラントデータを用いて当該発電ユニットの機器または部品の余寿命を算定し、算定した余寿命と他の発電ユニットで求めたその発電ユニットの機器または部品の余寿命とを比較して、経済性が高まるように当該発電ユニットの機器または部品の運転条件を変更し、当該発電ユニットの機器または部品の交換を延長または短縮することにより、複数の発電会社が所有する発電ユニットの運転・保全計画を立案する第２の手段を備える。
【００１５】
前記第２の手段によれば、サービスセンターにおいて、リアルタイムで評価算出した発電効率に基づいて、複数の発電会社毎に、所有する各発電ユニットの運転・保全計画を立案する際に、自己の発電ユニットだけでなく、他の発電ユニットの機器または部品の余寿命に基づいて自己の発電ユニット機器または部品の運転条件を変更するようにしているので、複数の発電会社毎に、所有する発電ユニットの運転・保全に必要なトータルコストが最小となるように運転・保全計画の立案が可能になり、既知の発電システムに比べてそれぞれの発電会社で得られるコストメリットが大きくなる。
【００１６】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
【００１７】
図１は、本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第１の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【００１８】
図１に図示されるように、この発電設備の運転・保全計画支援システムは、運転・保全計画の立案業務を行う共通のサービスセンター１と、２つの発電ユニット４１，４２と１つの中央給電指令所（中給）４３を有するＡ発電会社４と、２つの発電ユニット５１，５２と１つの中央給電指令所（中給）５３を有するＢ発電会社５と、インターネット等の通信ネットワーク６とからなっている。この場合、サービスセンター１，発電ユニット４１，４２，発電ユニット５１，５２，中央給電指令所４３，５３は、通信ネットワーク６に選択的に接続される。
【００１９】
Ａ発電会社４は自社の所有する発電ユニット４１，４２、Ｂ発電会社５は自社の所有する発電ユニット５１，５２に対する運転・保全計画の立案業務をそれぞれサービスセンター１に依頼する。
【００２０】
次に、図２は、図１に図示された発電ユニット４１の構成の一例を示すブロック図であり、図３は、図１に図示された共通のサービスセンター１の構成の一例を示すブロック図である。
【００２１】
図２に示されるように、発電ユニット４１は、発電ユニット４１の本体４１１側に、第１プロセス値を検出する第１センサ４１２と、第２プロセス値を検出する第２センサ４１３と、本体４１１の第１部分を制御する第１制御装置４１４と、本体４１１の第２部分を制御する第２制御装置４１５と、第１及び第２プロセス値を伝送信号に変換するプロセス計算機４１６とを有しており、この他に、通信を行うために、プロセス値送信部４１７と、ファイアーウォール４１８とが設けられる。既知の発電ユニットにおいては、プロセス計算機が第１及び第２センサで検出したプロセス値を演算する機能を持ち、発電ユニットを運転するのに必要な全てのプロセス値をデータベースに格納している。プロセス値送信部４１７は、プロセス計算機４１６のデータベースからプロセス値を取得し、ファイアーウォール４１８を通して通信ネットワーク６に送信する。このプロセス値の送信時に、送信時刻情報及び発電ユニット４１を特定するためのＩＤを併せて送信する。なお、この実施の形態においては、通信ネットワーク６にインターネットが使用されるため、外部から発電ユニット４１への不正アクセスを防止するためにファイアーウォール４１８を設置しているが、通信ネットワーク６に専用線が使用されれば、ファイアーウォール４１８を省略することができる。なお、発電ユニット４２，５１，５２においても、発電ユニット４１と同様の構成を具備している。
【００２２】
また、図３に示されるように、サービスセンター１は、ファイアーウォール１１と、プロセス値受信部１２と、プロセス値データベース１３と、機器モデルデータベース１４と、材料情報データベース１５と、故障情報データベース１６と、メーカ情報データベース１７と、設計情報データベース１８と、効率診断部１９と、余寿命診断部２０と、故障頻度評価部２１と、メーカ優先度評価部２２と、電力需要量受信部２３と、運転計画情報送信部２４と、運転計画評価部２５と、定期検査（定検）情報データベース２６と、機器情報データベース２７とからなり、これらは、図３に図示されるように相互接続されている。
【００２３】
発電ユニット４１は、プロセス値送信部４１７がプロセスデータを送信すると、そのプロセスデータは通信ネットワーク６を通してサービスセンター１側に伝送される。サービスセンター１は、ファイアーウォール１１を通してプロセスデータを取得し、取得したプロセスデータをプロセス値受信部１２からプロセス値データベース１３に伝送し、そこに格納する。また、他の発電ユニット４２，５１，５２から伝送されてきたプロセスデータも、同じようにプロセス値データベース１３に格納する。
【００２４】
ここで、図４は、図３に図示されたプロセス値データベース１３の格納内容を示す説明図であり、プロセスデータの構成を示すものである。
【００２５】
図４に示されるように、プロセスデータは、発電会社毎に、かつ、発電ユニット毎に、プロセス値を識別するためのＩＤであるプロセス番号が付され、そのプロセス番号で管理される。この場合、サービスセンター１は、それぞれの発電ユニット４１，４２，５１，５２から一定周期でプロセスデータを取得しているもので、この実施の形態においては、プロセス値データベース１３に格納されているプロセスデータの時刻内容から判るように１秒周期でプロセスデータを取得している。
【００２６】
Ａ発電会社４の中央給電指令所４３及びＢ発電会社５の中央給電指令所５３は、自社の発電ユニット４１，４２，５１，５２が供給する必要がある電力量を、それぞれ電力需要情報として通信ネットワーク６を通してサービスセンター１へ送信する。これらの電力需要情報は、電力需要に応じて時々刻々変化するものであるため、一定周期、例えば、１秒おきに送信する。サービスセンター１は、ファイアーウォール１１を通してこれらの電力需要情報を電力需要量受信部２３で受信し、受信した電力需要情報を運転計画評価部２５に供給する。このとき、運転計画評価部２５は、発電会社４，５毎に、それぞれの発電ユニット４１，４２，５１，５２の発電量の合算値と要求値が一致するように、各発電ユニット４１，４２，５１，５２に対して発電量を振り分け、振り分けた結果を運転計画情報送信部２４に供給する。運転計画情報送信部２４は、運転計画情報、すなわち発電会社４，５毎に、それぞれ所有する発電ユニット４１，４２，５１，５２に振り分けた発電量情報を通信ネットワーク６を通して中央給電指令所４３，５３にそれぞれ送信する。中央給電指令所４３，５３は、サービスセンター１から送られてきた運転計画情報の内容を確認し、運転計画情報に従って、自社の発電ユニット４１，４２，５１，５２に対して発電量の指令値を出力する。
【００２７】
これまでの説明は、発電設備の運転・保全計画支援システムにおける時々刻々と変化する電力需要に対応した、各発電会社４，５毎の、所有する発電ユニット４１，４２，５１，５２の運転計画に係わるものであるが、この他に、自社の発電ユニット４１，４２，５１，５２を運転するよりも、他社の発電ユニット５１，５２，４１，４２からの電力を融通してもらった方が運転・保全にかかるトータルコストを低減できる場合がある。このようなとき、サービスセンター１の運転計画情報送信部２４は、策定した運転計画を各発電会社４，５の中央給電指令所４３，５３にそれぞれ送信し、それぞれの発電会社４，５の了解を取り付けた段階で、最終的な運転計画としている。それぞれの発電会社４，５の中央給電指令所４３，５３は、自社の発電ユニット４１，４２，５１，５２に対してその運転計画に従った発電量の指令値を出力する。
【００２８】
以上、サービスセンター１が複数の発電会社４，５に対して果たす役割について説明した。
【００２９】
次に、サービスセンター１が運転・保全計画を立案する処理について詳細に説明する。
【００３０】
サービスセンター１は、運転計画を立案するための指標の１つとして、発電効率を使用する。以下、発電効率を計算するための処理について述べる。
【００３１】
図３に図示されたサービスセンター１において、発電効率を評価する箇所は効率診断部１９である。効率診断部１９は、設計情報データベース１８を参照し、発電ユニットを構成している機器の型式を調査する。
【００３２】
図５は、図３に図示された設計情報データベース１８の格納内容を示す説明図であり、設計情報データの構成を示すものである。
【００３３】
図５に示されるように、設計情報データは、発電会社毎に、発電ユニットを構成する機器または部品と、それらの機器または部品毎に供給メーカと型式からなっている。例えば、Ａ発電会社の第１の発電ユニットの場合、ガスタービンはＡ社の型式ＧＴ００１の製品を採用し、また、このガスタービンを構成する部品は、燃焼器がＢ社の型式ＣＢ００３、タービンがＡ社の型式ＴＢ００１、圧縮器がＡ社のＣＰ００１からなることを示している。
【００３４】
また、効率診断部１９は、機器モデルデータベース１４から発電効率を計算するための機器モデルを参照する。
【００３５】
図６は、機器モデルデータベース１４の格納内容を示す説明図であり、機器モデルデータの構成を示すものである。
【００３６】
図６に示されるように、機器モデルデータは、部品または型式と、部品または型式毎の機器モデルとからなっているもので、機器モデルの実体は、計算機上で動作するプログラムである。また、機器モデルデータには、機器モデル毎に、プログラムの入出力となるプロセス値のプロセス番号も付与されている。
【００３７】
効率診断部１９は、機器モデルデータベース１４に格納されている入出力仕様に従ってプログラムを動作させる。
【００３８】
次に、機器モデルを用いて効率診断を行う処理工程について述べる。
【００３９】
図７は、ガスタービンの概要構成を示す説明図である。図７に示されるように、ガスタービンは、圧縮機，燃焼器，タービンによって構成され、それらの間を空気，燃焼ガスまたは燃料が通流する。例えば、図７に図示の機器モデルを、機器モデルデータベース１４に格納されている圧縮機，燃焼器，タービンの機器モデルの組み合わせによって構成した場合、それぞれの機器モデルの性能を計算することにより、ガスタービン全体の性能を計算することができる。すなわち、図７に示すように、燃料，軸回転数，吸込空気に関する流量，温度等の実測値を機器モデルの入力に設定すると、その入力条件の基で本来出力されるべき電気出力や排ガス温度を推定することができる。それぞれの機器モデルは、正常動作するものと仮定して計算を行う。このため、機器モデルによる推定値とプラントデータから取得した実測値との間に偏差値が生じた場合、このプラントデータを発生した発電ユニットが正常状態を逸脱しているものと判断できる。
【００４０】
図８は、電気出力についての機器モデルによる推定値と実測値のトレンドを示している。初期の段階では、推定値と実測値はほぼ一致しているが、時間の経過とともに偏差が大きくなっている。これはガスタービンの劣化進行に伴い性能が低下し、設計通りの出力が得られないことを意味している。図８に図示の例では、ガスタービン全体の性能を計算したときの例であるが、圧縮器，燃焼器，タービン単体毎の性能も計算できる。この場合、性能が低下している部品が特定できるため、故障原因を把握するのに有効である。
【００４１】
効率診断部１９は、機器モデルで求めた性能計算の結果を発電コストに換算し、これとプラントデータの実測値から求めた発電コストと比較する。
【００４２】
図９は、効率診断部１９の解析例を示すものである。発電コストは単位発電量の出力に必要な燃料費として定義し、これを一定時間間隔(例えば、１時間おき)で求める。図９における「実測値での評価」とは、プロセス値データベースに格納した電気出力、及び燃料流量の値と、あらかじめ取り込んでおいた燃料価格を用いて求めた発電コストである。燃料流量に燃料価格を乗算し、それを電気出力で除算すれば、発電コスト求めることができる。これに対し、図９の「機器モデルによる推定値での評価」とは、燃料流量として実測値、電気出力として前記機器モデルによる推定値を用いて求めた発電コストである。両者の方法で求めた発電コストをそれぞれ負荷ごとにプロットすると、機器の性能が設計通りに得られるのであれば、２つのグラフは一致する。図９に図示の例は、機器の性能が低下したことにより、発電コストが上昇した例を示している。
【００４３】
次いで、効率診断部１９が算出した発電コストを用い、運転・保全計画を立案する箇所は、運転計画評価部２５である。そこで、運転計画評価部２５で実行される処理について述べる。
【００４４】
運転計画評価部２５は、オンラインで求めたそれぞれの発電ユニット４１，
４２，５１，５２の発電コストを用い、経済的な観点から、各発電ユニット４１，４２，５１，５２の中の発電コストの低い発電ユニットを積極的に運転するような計画を立案する。例えば、各発電ユニット４１，４２，５１，５２の中の１つの発電ユニット４１において、その構成機器、例えばガスタービンの劣化が進行し、効率低下が発生しているとしたとき、前述のように、発電ユニット４１のプロセスデータから求めた実測値に基づく発電コストと、機器モデルによる推定値から求めた発電コストとの間に偏差値が発生する。このとき、運転計画評価部２５は、性能低下に伴う経済的な損失を以下の式（１）を用いて評価する。
【００４５】
性能低下による経済的損失（￥）をＬ１とすると、Ｌ１＝Ｃ×Ａ×Ｄ１と表され、この式を式（１）と称する。ここで、Ｃは、性能低下による発電コスト増加分（￥／ＭＷｄ）であり、Ａは、１日当たりの発電量（実績値）（ＭＷｄ／日）であり、Ｄ１は、定検までの残日数（日）である。式（１）において、１日当たりの発電量Ａは各運転日における電気出力の累積値に対する平均値を用いて求める。１日当たりの発電量Ａに定期検査（定検）までの残存日数Ｄ１を乗算すると、定期検査までに発電できる予想される発電量が計算できる。定期検査の計画に関する情報は、定検情報データベース２６に格納されている。
【００４６】
図１０は、定検情報データベース２６の格納内容を示す説明図であり、定期検査情報データの構成を示すものである。
【００４７】
図１０に示されるように、定期検査情報データは、過去に実施された定期検査の実施時点と、今後実施予定の定期検査時を表す情報であって、この定期検査情報データに基づいて定期検査までの残存日数を計算する。定期検査までの予想される発電量（Ａ×Ｄ１）に、発電コスト増加分（Ｃ）を乗算することにより、性能低下に伴う経済的損失（Ｌ１）が計算できる。
【００４８】
次に、運転計画評価部２５は、運転保全にかかるトータルコストの観点から、１つの発電ユニット、例えば発電ユニット４１の運転を停止して、機器または部品を交換すべきか、または、性能が低下した状態で運転を続行すべきかについて判断する。このとき、運転計画評価部２５は、機器情報データベース２７を参照し、機器または部品の交換に伴うコストを計算する。
【００４９】
図１１は、機器情報データベース２７の格納内容を示す説明図であり、機器情報データの構成を示すものである。
【００５０】
図１１に示されるように、機器情報データは、機器または部品毎に、メーカ及び型式，購入価格，設置作業に必要な設置日数からなっている。この場合、機器または部品の交換に伴うコストは、減価償却を加味した機器または部品の時価と、交換作業により発電ユニットを停止したことによる電力販売の機会損失分とを合計したものであって以下の式（２）で表される。
【００５１】
機器／部品交換に伴う経済的損失（￥）をＬ２とすると、Ｌ２＝Ｐ×(１−Ｒ)＋Ａ×Ｄ２×Ｅと表され、この式を式（２）と称する。ここで、Ｐは、交換機器／部品購入価格（￥）であり、Ｒは、寿命消費値（規格値）（−）であり、Ａは、１日あたりの発電量（実績値）（ＭＷｄ／日）であり、Ｄ２は、設置作業日数（日）であり、Ｅは、電力の販売価格（￥／ＭＷｄ）である。式（２）において、機器または部品の購入価格（Ｐ）については機器情報データベース２７の格納情報を参照する。また、減価償却については余寿命を考慮して評価し、既に消費された寿命（Ｒ）を指標として使用する。この寿命消費値（Ｒ）は、規格化された値であって、使用開始時の新品状態のときに０であり、使用年数に応じて値が増加して行き、交換基準に達した時点に１になる。すなわち寿命消費値（Ｒ）が１になった場合、機器を使い切り、その価値がなくなったことを意味する。寿命消費値（Ｒ）の算定方法については後述する。また、電力販売の機会損失分については、１日当たりの発電量（Ａ）に、機器情報データベース２７の格納情報である設置作業日数（Ｄ２）を乗算することにより、機器または部品の交換のために発電できなかった発電量を計算することができる。これに、電力の販売価格（Ｅ）を乗算すれば、機器または部品の交換に伴う経済的損失（Ｌ２）を計算できる。
【００５２】
運転計画評価部２５は、前記性能低下に伴う経済的損失（Ｌ１）と前記機器または部品の交換に伴う経済的損失（Ｌ２）とを比較する。発電ユニットの性能低下が進行し、経済的損失（Ｌ１）が経済的損失（Ｌ２）を超えたとき、当該発電ユニットの運転を停止し、機器または部品を交換するように計画する。
【００５３】
発電ユニットの性能低下に伴って、その発電ユニットの運転を停止させる場合には、他の発電ユニットの発電量を増加させ、電力需要に見合った発電量を確保する必要がある。場合によっては、発電コスト（単位電気出力当たりの燃料費）が高く、普段は使用していない発電ユニットを運転したり、他の発電会社から電気を購入したりすることもある。
【００５４】
運転計画評価部２５は、自社の発電ユニットを停止した発電会社だけでなく、他の発電会社が所有する発電ユニットの発電コストも考慮に入れて、必要な発電量を確保する方法を検討する。前述のように、サービスセンター１は、発電ユニットから取得したプロセス値を基にしてリアルタイムで発電コストを計算している。発電ユニットを停止する場合には、まず、自社と他社のそれぞれの発電ユニットにおいて、発電量を増加する余裕のある発電ユニットの内、最も発電コストが低い発電ユニットを検索する。次いで、他社の発電コストについては、自社の発電コストに一定の価格を上乗せしたコストを算定し、この算定コストと自社の発電コストとを比較する。上乗せ価格を考慮したとしても、なお他社の発電コストの方が安い場合は、他社から電力を購入する。すなわち、他社の発電ユニットの発電量を増加するように運転計画を立案する。前述のように、複数の発電会社、例えばＡ発電会社４とＢ発電会社５にまたがる発電量の調整については、サービスセンター１が運転計画を通信ネットワーク６を通してそれぞれの発電会社４，５に送信し、これらの発電会社４，５の承諾を得た時点において正式な運転計画になる。発電会社４，５の承諾についても、サービスセンター１は、通信ネットワーク６を通して確認する。
【００５５】
さらに、サービスセンター１においては、運転計画を立案するための指標の一つとして、機器または部品の余寿命を使用する。以下、余寿命を計算するための処理について述べる。
【００５６】
サービスセンター１において、機器または部品の余寿命を評価する箇所は余寿命診断部２０である。余寿命診断部２０は、材料情報データベース１５に格納したそれぞれの発電ユニットにおける余寿命評価データに基づいて、その発電ユニットの余寿命を評価する。
【００５７】
図１２は、材料情報データベース１５の格納内容を示す説明図であり、材料情報データ、すなわち余寿命評価データの構成を示すものである。
【００５８】
ガスタービンのように動作時に高温にさらされる部品は、印加温度の変化に伴う熱応力の変化によって熱疲労損傷と、印加温度の高さとその接続時間に応じて進行するクリープ損傷が進行する。これらの損傷は、一定限界値を超えると、亀裂等の損傷を誘発し、大事故の原因になる。
【００５９】
図１２に示されるように、余寿命評価データは、それぞれの発電ユニット（ガスタービン）における熱疲労損傷及びクリープ損傷の蓄積を表したグラフからなっている。熱疲労損傷のグラフは、縦軸が正規化された熱疲労損傷値であり、横軸が１０秒毎の排ガス温度変化率積算値であって、熱疲労損傷値が１に達した時点が部品の交換時期となる。つまり、ガスタービンにおける排ガス温度変化率積算値は、排ガス温度の現在の温度値と１０秒前の温度値との差（１０秒間の変化率を表す）の絶対値に規格化定数を乗算し、この乗算結果を１０秒毎に加算することによって得られる値であって、熱疲労損傷値は、時間の経過とともに単調に増加する。また、クリープ損傷を表すグラフは、縦軸が正規化されたクリープ損傷値であり、横軸が１０秒毎の排ガス温度積算値であって、クリープ損傷値が１に達したとき、クリープ損傷に対する材料耐性の限界となる。クリープ損傷値は時間の経過に伴って単調に増加する。ガスタービンの消費された寿命（Ｒ）は、熱疲労損傷とクリープ損傷値との和から求める。つまり、Ｒ＝Ｈ＋Ｃ（式）３によって寿命（Ｒ）を求めることができる。ここで、Ｈは、熱疲労損傷値（規格化値）、Ｃはクリープ損傷値（規格化値）を示す。
【００６０】
図１３は、前記処理によって求めた寿命消費値の時間に対する変化状態をプロットしたグラフであって、余寿命診断部２０で解析した解析例を示すものである。
【００６１】
新品のガスタービンは、その設置時点における寿命消費値が０で、起動／停止や負荷調整等、温度変化を伴う運転を繰り返すに従って順次増加する。ガスタービンの余寿命を評価するには、現在までの寿命消費値に、寿命消費値を表す数式によってその後の寿命消費値を外挿して予測し、その予測結果、熱疲労値が交換の基準である１に達するまでの残り時間から求める。
【００６２】
サービスセンター１において、運転計画評価部２５は、余寿命診断部２０が評価した余寿命データを取得し、その余寿命データを用いて運転計画を立案する。
【００６３】
図１４は、ある発電ユニットに対して、運転計画評価部２５が余寿命データを用いて運転計画を立案するときの処理の流れを示すフローチャートである。
【００６４】
図１４を用いてこのフローチャートについて説明すると、まず、ステップＳ１において、運転計画評価部２５は、余寿命診断部２０が評価した当該発電ユニットの余寿命データを取得し、その余寿命の日数を算出する。
【００６５】
次に、ステップＳ２において、運転計画評価部２５は、定検情報データベース２６を参照し、当該発電ユニットの定期検査までの日数を求め、算出した余寿命の日数が求めた定期検査までの日数よりも長いか否かを判断する。そして、余寿命の日数が定期検査までの日数よりも長いと判断した（Ｙ）ときは、次のステップＳ３に移行し、一方、余寿命の日数が定期検査までの日数よりも長くない判断した（Ｎ）ときは、他のステップＳ４に移行する。
【００６６】
次いで、ステップＳ３において、運転計画評価部２５は、当該発電ユニットに対して通常運転を行うように運転計画を立案してこの一連のフローチャートの処理を終了する。
【００６７】
また、ステップＳ４において、運転計画評価部２５は、当該発電ユニットにおける最大発電量を２５％低減させて現在の発電量の７５％に、電力需要量に応じて変化する負荷調整量を２５％低減させて現在の負荷調整量の７５％にそれぞれ設定し、当該発電ユニットの余寿命の延長を図った運転計画を立案する。
【００６８】
続く、ステップＳ５において、運転計画評価部２５は、当該発電ユニットにおける最大発電量が１００％低減したか否かを判断する。そして、最大発電量が１００％低減したと判断した（Ｙ）ときは次のステップＳ６に移行し、一方、最大発電量が未だ１００％低減していないと判断した（Ｙ）ときは他のステップＳ７に移行する。
【００６９】
続いて、ステップＳ６において、運転計画評価部２５は、後述するように、ステップＳ４における処理を４回繰り返し行い、それによってもなお余寿命が到来したことにより、当該発電ユニットの運転を停止する運転計画を立案してこの一連のフローチャートの処理を終了する。
【００７０】
また、ステップＳ７において、運転計画評価部２５は、当該発電ユニットの運転を１週間続行する運転計画を立案する。そして、運転計画評価部２５は、この運転計画が終了した１週間後に、ステップＳ１に戻り、再度、ステップＳ１以降の動作を繰り返し実行する。
【００７１】
ところで、余寿命に基づいて発電ユニットの最大発電量と負荷調整量を減少するように設定した場合には、それらの減少を補うため、他の発電ユニットの発電量を増加させるとともに、電力需要に発電量を追従させるような運転を行う必要がある。このうち、最大発電量については、前述のように、オンラインで求めた発電コストに基づいて最適な発電ユニットを選択する。一方、負荷調整量については、熱疲労が増大するような運転を強いるため、余寿命に基づいて最適な発電ユニットを選択する。
【００７２】
図１９（ａ）（ｂ）は、このときの発電ユニットの選択原理を示す特性図である。いま、ある発電ユニットの最大発電量と負荷調整量を減少させたとき、(ａ)に図示されるような電力量の不足が発生した場合、（ｂ）に図示されるようにベース上昇とピーク対応とに分けて、電力量の不足分を補うことになる。ベース上昇については、発電コストの低い発電ユニットを選択して最大発電量を増大させ、ピーク対応については、余寿命が多く残っている発電ユニットを選択して負荷追従性を増加させる。
【００７３】
この運転計画の立案に並行して運転計画評価部２５は、オンラインで計算した各発電ユニットの発電効率に基づき、高い発電効率の発電ユニットを積極的に選択して運転させる運転計画を立案する。例えば、図９に図示されるように、発電ユニットの発電量（出力）を低下させることは、異常に伴う性能の低下に拘わらず、発電効率の低下（コストの上昇）をもたらす。そのため、余寿命を基に発電量を低くするよう調整した発電ユニットの運転が行われる確率が低くなる。そして、運転計画評価部２５は、それぞれの発電ユニットに対する余寿命診断を行った結果、運転停止すべき判断した発電ユニットについては、機器または部品の交換を実施するような保全計画を立案する。
【００７４】
基本的には、自社の所有する発電ユニットの中から発電量及び負荷調整を補うための発電ユニットを選択するが、自社の発電ユニットで補償できない場合は、他社の発電ユニットから電力を調達するように運転計画を立案する。この場合、ベース上昇のために一定電力を供給する場合と、ピーク対応のために発電量に時間変化を伴う場合とでは、電力価格に格差を設ける。つまり、ピーク対応については、負荷を頻繁に変化させるため、機器または部品の寿命を短くしやすいことから、通常価格に一定の上乗せ価格を加算した電力価格になる。
【００７５】
これまでの説明においては、余寿命データを用いて発電ユニットの運転・保全計画を立案する際に、機器または部品の劣化が予想以上に進行し、その交換時期が早まった例を示すものである。そして、通常の発電ユニットの運転・保全計画の立案においては、余寿命データに基づいて、定期検査の実行時に機器または部品を交換するように計画しているが、運転状況の変更等によって、余寿命が予想以上に早めに到来したような場合であっても、寿命を超過した機器または部品を使用しないような運転計画を立案することも可能である。このため、本実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムにおいては、寿命を超過した機器または部品に基づいて発生した異常により、発電ユニットの計画外停止をもたらすというような不測の事態の発生を回避することができ、発電ユニットの計画外停止に伴う経済的損失の回避を図ることができる。
【００７６】
また、これとは逆に、リアルタイムに評価した余寿命の結果から、機器または部品の交換時期を延長する例もある。例えば、高温にさらされるため劣化進行が早いガスタービンは、これまで交換の基準時間（例えば、累積運転時間が50000時間等）を設けて、それを超えることがないように定期点検の中で部品交換を実施していた。しかし、余寿命が多く残っている場合には、必ずしも基準時間に達したときに部品交換を行う必要はなく、交換時期を延長させることも可能である。この場合、基準時間を基にした部品交換に比べて、それぞれの発電会社４，５において、保全コストを削減することができる。
【００７７】
また、サービスセンター１は、運転計画を立案するための指標の一つとして、機器の故障頻度を使用する。以下、機器の故障頻度を計算するための処理について述べる。
【００７８】
サービスセンター１において、機器の故障頻度を評価する箇所は故障頻度評価部２１である。故障頻度評価部２１は、故障情報データベース１６に格納した故障情報データに基づいて、各機器の故障頻度を評価する。
【００７９】
図１５は、故障情報データベース１６の格納内容を示す説明図であり、故障情報データの構成を示すものである。
【００８０】
図１５に示されるように、故障情報データは、それぞれの発電ユニットにおいて発生した故障履歴を表しているもので、例えば、２０００年９月１０日に、発電所Ａの第１発電ユニットにおいては、Ａ社が製造した型式ＶＬ００１０の弁にパッキン劣化が発生したのでそれを補修したこと、また、この弁は１９９２年３月１０日に取り替えを行ったことも表している。この故障情報データの内容によれば、約８年６ヶ月の使用によって弁が故障したことが判る。発電所Ｂの第２発電ユニットのポンプについても同様である。
【００８１】
故障頻度評価部２１は、故障情報データベース１６の格納データを用い、それぞれの機器または部品がどの程度の確率で（何年に一回か）、故障が発生するかを評価し、その評価結果を運転計画評価部２５に供給する。
【００８２】
運転計画評価部２５は、故障頻度評価部２１から供給された評価結果と、定検情報データベース２６の参照結果とを用い、それぞれの発電ユニットの機器または部品が、以後、何回目の定期検査が行われる時期まで故障せずに使用できるかを評価する。そして、これらの機器または部品の故障確率から推測して、次回の定期検査が行われる時期までしかもたない機器または部品がある場合は、定期検査においてその機器または部品の交換を計画する。
【００８３】
さらに、サービスセンター１においては、運転計画を立案するための指標の一つとして、メーカ（製造元）に対する優先度を使用する。以下、メーカに対する優先度を計算するための処理について述べる。
【００８４】
サービスセンター１において、メーカに対する優先度を評価する箇所はメーカ優先度評価部２２である。メーカ優先度評価部２２は、メーカ情報データベース１７に格納したそれぞれのメーカ情報に基づいて、そのメーカの優先度を評価する。
【００８５】
図１６は、メーカ情報データベース１７の格納内容を示す説明図であり、メーカ情報データの構成を示すものである。
【００８６】
図１６に示されるように、メーカ情報データは、それぞれの機器または部品に対して、メーカ毎にその信頼性及びメンテナンス力を評価しているもので、評価基準としてＡ，Ｂ，Ｃを用いている。この場合、Ａは１０点、Ｂは５点、Ｃは０点という点数が付けられ、総合点数を求めることによって、点数の高い順にメーカの優先度の高さになる。
【００８７】
運転計画評価部２５は、発電ユニットを選択して運転させる場合、発電ユニットに用いられている機器または部品のメーカの優先度が高い場合、その発電ユニット積極的に選択して運転させるような計画を立案する。
【００８８】
以上、説明したように、この実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムにおいては、それぞれの発電会社４，５毎に、所有する発電ユニット４１，４２，５１，５２の運転・保全計画を立案するとき、性能診断結果，余寿命診断結果，故障頻度，メーカに対する優先度を使用して立案するものであるが、他の発電会社５，４が所有する発電ユニット５１，５２，４１，４２を調整し、電力を調達した方がコスト的に有利になる場合は、複数の発電会社４，５にまたがる運転・保全計画を立案する。
【００８９】
そして、他社から電力を調達した場合は、発電会社４，５間で電力料金の支払が発生するが、通常、複数の電力会社４，５が相互に電力を調達し合うので、その調達の度に電力料金の支払を行う必要はなく、ある一定期間毎に、例えば、１年毎に貸借を相殺した後の電力分に対して電力料金を支払うようにすればよい。
【００９０】
この場合、サービスセンター１は、このような各発電会社４，５間の契約を取り纏め、それぞれの発電会社４，５の運転・保守にかかるトータルコストが最小となるように計画を立案する。
【００９１】
続く、図１７は、本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第２の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【００９２】
図１７に図示の例は、発電ユニット４１が２つの軸６１，６２を、発電ユニット４２が２つの軸７１，７２を、発電ユニット５１が２つの軸８１，８２を、発電ユニット５２が２つの軸９１，９２を有し、それぞれの発電ユニット４１，４２，５１，５２が軸６１，６２，７１，７２，８１，８２，９１，９２毎に発電量の調整が行われる例を示すものである。なお、図１７において、図１に示された構成要素と同じ構成要素については同じ符号を付けている。
【００９３】
図１７において、軸６１，６２，７１，７２，８１，８２，９１，９２は、タービンの動力を発電機に伝達させるための回転軸を指すもので、発電ユニット４１，４２，５１，５２の中には、発電機が複数台数あって、それぞれに１台または複数台数のタービンが連結しているものがある。このような発電ユニット４１，４２，５１，５２に対しては、軸６１，６２，７１，７２，８１，８２，９１，９２毎に、すなわち発電機毎に発電量を設定することにより、極め細かな運転・保全計画を立案することができるものである。例えば、発電ユニット４１，４２，５１，５２を構成する複数の軸６１，６２，７１，７２，８１，８２，９１，９２の中で、１つの軸の運転を停止させ、他の軸だけを運転するような計画を立案することも可能である。
【００９４】
この場合、図１７に図示の第２の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作は、既に述べた図１に図示の第１の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作と殆ど同じであるので、第２の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作については、その説明を省略する。
【００９５】
次に、図１８は、本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第３の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【００９６】
図１８に図示の例は、中央給電指令所がない場合である。中央給電指令所は、時々刻々と変化する電力需要に応じて管理下にある発電ユニットの発電量を調整する役割をもっている。これに対し、この例は、あらかじめ決められた発電計画に従って、各発電ユニット４１，４２，５１，５２を運転する運用形態になっている。
【００９７】
この場合も、図１８に図示の第３の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作は、既に述べた図１に図示の第１の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作に準じたものであるので、第３の実施の形態による発電設備の運転・保全計画支援システムの動作については、その説明を省略する。
【００９９】
【発明の効果】
また、請求項１に記載の発明によれば、サービスセンターにおいて、リアルタイムで評価算出した発電効率に基づいて、複数の発電会社毎に、所有する各発電ユニットの運転・保全計画を立案する際に、機器モデルにより推定したプロセス値と実測値との偏差値から性能の低下に伴う経済的損失費用を算出し、この経済的損失費用と機器または部品の交換に係わる費用とを比較し、その比較結果を用いて各発電会社毎の発電ユニットの運転・保全計画を立案することができるため、各発電会社毎に運転・保全のトータルコストを削減することができるという効果がある。
【０１０１】
また、請求項２に記載の発明によれば、サービスセンターにおいて、リアルタイムで評価算出した発電効率に基づいて、複数の発電会社毎に、所有する各発電ユニットの運転・保全計画を立案する際に、自己の発電ユニットだけでなく、他の発電ユニットの機器または部品の余寿命に基づいて自己の発電ユニット機器または部品の運転条件を変更するようにしているので、複数の発電会社毎に、所有する発電ユニットの運転・保全に必要なトータルコストが最小となるように運転・保全計画の立案が可能になり、既知の発電システムに比べてそれぞれの発電会社で得られるコストメリットが大きくなるという効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第１の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【図２】図１に図示された発電ユニットの構成の一例を示すブロック図である。
【図３】図１に図示されたサービスセンターの構成の一例を示すブロック図である。
【図４】図３に図示されたプロセス値データベースの格納内容を示す説明図であり、プロセスデータの構成を示すものである。
【図５】図３に図示された設計情報データベースの格納内容を示す説明図であり、設計情報データの構成を示すものである。
【図６】機器モデルデータベースの格納内容を示す説明図であり、機器モデルデータの構成を示すものである。
【図７】ガスタービンの概要構成を示す説明図である。
【図８】電気出力における機器モデルによる推定値と発電ユニットから取得した実測値の経時変化を示す特性図である。
【図９】効率診断部で実行された効率診断の解析例の一例を示す特性図である。
【図１０】定検情報データベースの格納内容を示す説明図であり、定期検査情報データの構成を示すものである。
【図１１】機器情報データベースの格納内容を示す説明図であり、機器情報データの構成を示すものである。
【図１２】材料情報データベースの格納内容を示す説明図である。
【図１３】寿命消費値の時間に対する変化状態をプロットしたグラフである。
【図１４】運転計画評価部が余寿命データを用いて運転計画を立案するときの処理の流れを示すフローチャートである。
【図１５】故障情報データベースの格納内容を示す説明図であり、故障情報データの構成を示すものである。
【図１６】メーカ情報データベースの格納内容を示す説明図であり、メーカ情報データの構成を示すものである。
【図１７】本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第２の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【図１８】本発明による発電設備の運転・保全計画支援システムの第３の実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【図１９】発電ユニットの選択原理を示す特性図である。
【符号の説明】
１…サービスセンター、４…Ａ発電会社、５…Ｂ発電会社、６…通信ネットワーク（インターネット）、１１，４１８…ファイアーウォール、１２…プロセス値受信部、１３…プロセス値データベース、１４…機器モデルデータベース、１５…材料情報データベース、１６…故障情報データベース、１７…メーカ情報データベース、１８…設計情報データベース、１９…効率診断部、２０…余寿命診断部、２１…故障頻度評価部、２２…メーカ優先度評価部、２３…電力需要量受信部、２４…運転計画情報送信部、２５…運転計画評価部、２６…定期検査（定検）情報データベース、２７…機器情報データベース、４１，４２，５１，５２…発電ユニット、４３，５３…中央給電指令所（中給）、４１１…本体、４１２…第１センサ、４１３…第２センサ、４１４…第１制御装置、４１５…第２制御装置、４１６…プロセス計算機、４１７…プロセス値送信部。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a power generation facility operation / maintenance plan support system, and in particular, provides a common service center for managing the operation / maintenance of a plurality of power generation units owned by a plurality of power generation companies, and this service center is connected through a communication network. The present invention relates to an operation / maintenance plan support system for a power generation facility in which an operation / maintenance plan for each power generation unit is created for each of a plurality of power generation companies using plant data acquired from each power generation unit.
[0002]
[Prior art]
In general, many power generation companies operating power generation businesses have a plurality of power generation units. In order to manage the power generation of these power generation units in an integrated manner, the central power supply command center ( Power generation system installed. In such a power generation system, the central power supply command station allocates and adjusts the power generation amount for each power generation unit corresponding to the power demand on the consumer side, and maintains the power generation amount allocated at the central power supply command station in each power generation unit. The operation adjusted as described above is performed. In this case, the central power supply command center formulates an operation plan for this power generation system so that the fuel cost used by the power generation unit is minimized, that is, the power generation efficiency is maximized, from the viewpoint of improving economic efficiency. At the same time, from the viewpoint of giving priority to environmental conservation, an operation plan of this power generation system is made so that the amount of exhaust gas such as nitrogen oxides and carbon dioxide released from the power generation unit is within an allowable range.
[0003]
By the way, the characteristics relating to the power generation efficiency and the amount of exhaust gas, which are the basis of the operation plan, vary greatly depending on the type of fuel used and the power generation method. As for fuel, many types of fuel such as coal, oil, and natural gas are used in thermal power generation. Depending on the type of fuel used, not only the amount of power generated per unit fuel price, but also emissions The quantity and the composition of the exhaust gas are also very different. As for the power generation method, the configuration itself of the device greatly affects the power generation efficiency, such as power generation by a steam turbine, power generation by a gas turbine, or combined power generation combining them. The central power supply command station stores and saves plant data (data representing plant characteristics) obtained from these power generation units for each power generation unit. When planning an operation plan for each power generation unit, Plant data is used.
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
In the known power generation system, plant data is stored and stored for each power generation unit owned by the central power supply command center of each power generation company. The plant data is the design value of the plant or the operation start of the power plant. Since it is limited to plant data at a relatively early stage in the power generation unit, such plant data changes gradually with the passage of time, or changes depending on the composition of the fuel used, Only by using such plant data, it is impossible to make an operation plan based on actual plant characteristics in each power generation unit.
[0005]
Further, in the known power generation system, equipment such as a gas turbine that constitutes the power generation unit is constantly exposed to high temperatures. Therefore, when equipment load fluctuations occur frequently and repeatedly, deterioration of the equipment due to thermal fatigue is rapid. Proceed to. For this reason, even if the power generation unit owned by each power generation company adopts economical operation that simply minimizes the fuel cost, if the load fluctuation of the equipment is repeated, the equipment Therefore, the total cost of each power generation unit necessary for plant operation including maintenance costs is not necessarily minimized.
[0006]
Further, in the known power generation system, even if a power generation unit having a high power generation efficiency is actively selected and operated for each power generation company for each power generation company, the power generation unit is configured. If there is a high probability of failure of the equipment or components that are installed, multiple power generation units based solely on fuel costs can result in an unplanned outage due to the failure of the equipment or components, resulting in economic loss As a result, the cost was not minimized.
[0007]
The present invention has been made in view of such a technical background, and an object of the present invention is to use a plurality of power generation units based on a total judgment including various situations of power generation unit devices or parts using actual plant data. An object is to provide an operation / maintenance plan support system for power generation facilities that creates an operation plan for a power generation unit owned by each company.
[0010]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, according to the present invention, a plurality of power generation units and a central power supply command station respectively owned by a plurality of power generation companies and a common service center are connected and arranged via a communication network. The center acquires plant data from a plurality of power generation units through a communication network, estimates the process value by the equipment model using the plant data acquired from the plurality of power generation units for each of the plurality of power generation companies, and the estimated process value The economic loss cost caused by the decrease in power generation efficiency of the power generation unit is calculated for each power generation company from the calculated deviation value, and the calculated economic loss cost and the power generation unit By comparing with the cost of equipment or parts replacement, the power generation unit owned by each power generation company Comprising a first means for planning the operation and maintenance plan of the door.
[0011]
According to the first means, at the service center, when planning an operation / maintenance plan for each power generation unit owned by each power generation company based on the power generation efficiency evaluated and calculated in real time, the device model Calculate the economic loss cost associated with the performance degradation from the deviation between the estimated process value and the actual measurement value, compare this economic loss cost with the cost of equipment or parts replacement, and use the comparison result. Since the operation / maintenance plan of the power generation unit for each power generation company can be made, the total cost of operation / maintenance for each power generation company can be reduced.
[0014]
In order to achieve the above object, according to the present invention, a plurality of power generation units and a central power supply command station respectively owned by a plurality of power generation companies and a common service center are connected and arranged via a communication network. The center acquires plant data from multiple power generation units through the communication network, calculates the remaining life of the equipment or parts of the power generation unit using the acquired plant data for each of the multiple power generation companies, and calculates the calculated remaining life Is compared with the remaining life of the equipment or parts of the power generation unit obtained by the other power generation unit, and the operating conditions of the equipment or parts of the power generation unit are changed so as to improve the economy. Operation and maintenance plans for power generation units owned by multiple power generation companies by extending or shortening the replacement of parts A second means for making.
[0015]
According to the second means, at the service center, when preparing an operation / maintenance plan for each power generation unit owned by each power generation company based on the power generation efficiency evaluated and calculated in real time, Not only the unit but also the operating conditions of its own power generation unit equipment or parts are changed based on the remaining life of other power generation equipment or parts. The operation / maintenance plan can be formulated so that the total cost required for operation / maintenance is minimized, and the cost merit obtained by each power generation company is greater than that of the known power generation system.
[0016]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[0017]
FIG. 1 shows a first embodiment of a power generation facility operation / maintenance plan support system according to the present invention, and is a block diagram showing a configuration of a main part thereof.
[0018]
As shown in FIG. 1, this power generation facility operation / maintenance plan support system includes a common service center 1 that performs an operation / maintenance plan planning operation, two power generation units 41, 42, and one central power supply command. A power generation company 4 having a plant (medium pay) 43, two power generation units 51 and 52, a B power generation company 5 having one central power supply command station (medium pay) 53, and a communication network 6 such as the Internet. ing. In this case, the service center 1, the power generation units 41 and 42, the power generation units 51 and 52, and the central power supply command stations 43 and 53 are selectively connected to the communication network 6.
[0019]
The A power generation company 4 requests the service center 1 to make an operation / maintenance plan for the power generation units 41 and 42 owned by the company A and the B power generation company 5 for the power generation units 51 and 52 owned by the company A.
[0020]
2 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the power generation unit 41 illustrated in FIG. 1, and FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the common service center 1 illustrated in FIG. It is.
[0021]
As illustrated in FIG. 2, the power generation unit 41 includes, on the main body 411 side of the power generation unit 41, a first sensor 412 that detects a first process value, a second sensor 413 that detects a second process value, and a main body 411. A first control device 414 that controls the first part of the main body 411, a second control device 415 that controls the second part of the main body 411, and a process computer 416 that converts the first and second process values into transmission signals. In addition, a process value transmission unit 417 and a firewall 418 are provided for communication. In the known power generation unit, the process computer has a function of calculating the process values detected by the first and second sensors, and all the process values necessary for operating the power generation unit are stored in the database. The process value transmission unit 417 acquires a process value from the database of the process computer 416 and transmits the process value to the communication network 6 through the firewall 418. At the time of transmission of this process value, transmission time information and an ID for specifying the power generation unit 41 are transmitted together. In this embodiment, since the Internet is used for the communication network 6, the firewall 418 is installed to prevent unauthorized access to the power generation unit 41 from the outside. Can be used, the firewall 418 can be omitted. Note that the power generation units 42, 51, 52 also have the same configuration as the power generation unit 41.
[0022]
As shown in FIG. 3, the service center 1 includes a firewall 11, a process value receiving unit 12, a process value database 13, a device model database 14, a material information database 15, and a failure information database 16. , Manufacturer information database 17, design information database 18, efficiency diagnosis unit 19, remaining life diagnosis unit 20, failure frequency evaluation unit 21, manufacturer priority evaluation unit 22, power demand amount reception unit 23, operation The plan information transmission unit 24, the operation plan evaluation unit 25, a periodic inspection (regular inspection) information database 26, and an equipment information database 27 are interconnected as shown in FIG.
[0023]
When the process value transmitting unit 417 transmits process data, the power generation unit 41 is transmitted to the service center 1 side through the communication network 6. The service center 1 acquires process data through the firewall 11, transmits the acquired process data from the process value receiving unit 12 to the process value database 13, and stores it therein. Further, the process data transmitted from the other power generation units 42, 51, 52 is also stored in the process value database 13 in the same manner.
[0024]
Here, FIG. 4 is an explanatory diagram showing the contents stored in the process value database 13 shown in FIG. 3, and shows the structure of the process data.
[0025]
As shown in FIG. 4, the process data is managed by the process number, which is an ID for identifying a process value for each power generation company and for each power generation unit. In this case, the service center 1 acquires process data from the respective power generation units 41, 42, 51, and 52 at a constant period. In this embodiment, the process stored in the process value database 13 is used. As can be seen from the time content of the data, the process data is acquired at a cycle of 1 second.
[0026]
The central power supply command center 43 of the A power generation company 4 and the central power supply command station 53 of the B power generation company 5 communicate the amount of power that their power generation units 41, 42, 51, 52 need to supply as power demand information, respectively. It transmits to the service center 1 through the network 6. Since these power demand information changes every moment according to a power demand, it transmits for a fixed period, for example, every 1 second. The service center 1 receives the power demand information through the firewall 11 by the power demand amount receiving unit 23 and supplies the received power demand information to the operation plan evaluation unit 25. At this time, the operation plan evaluation unit 25 sets the power generation units 41, 42 so that the total value of the power generation amount of each power generation unit 41, 42, 51, 52 matches the required value for each power generation company 4, 5. , 51, 52 and the power generation amount is distributed to the operation plan information transmission unit 24. The operation plan information transmission unit 24 operates the operation plan information, that is, the power generation amount information distributed to the power generation units 41, 42, 51, 52 owned by the power generation companies 4, 5, respectively, through the communication network 6, and 53, respectively. The central power supply command stations 43 and 53 confirm the contents of the operation plan information sent from the service center 1 and, according to the operation plan information, generate power command values for their power generation units 41, 42, 51 and 52. Is output.
[0027]
The explanation so far is based on the operation plan of the power generation units 41, 42, 51, 52 owned by each power generation company 4, 5 corresponding to the power demand that changes every moment in the operation / maintenance plan support system for power generation facilities. However, in addition to operating the power generation units 41, 42, 51, and 52 of the company, it is better to have the power from the power generation units 51, 52, 41, and 42 of other companies interchanged. In some cases, the total cost for operation and maintenance can be reduced. In such a case, the operation plan information transmission unit 24 of the service center 1 transmits the formulated operation plan to the central power supply command centers 43 and 53 of the power generation companies 4 and 5, respectively. At the stage of installing, the final operation plan. The central power supply command centers 43 and 53 of the respective power generation companies 4 and 5 output the power generation amount command value according to the operation plan to their own power generation units 41, 42, 51 and 52.
[0028]
The role played by the service center 1 for the plurality of power generation companies 4 and 5 has been described above.
[0029]
Next, a process in which the service center 1 creates an operation / maintenance plan will be described in detail.
[0030]
The service center 1 uses power generation efficiency as one of the indexes for making an operation plan. Hereinafter, the process for calculating the power generation efficiency will be described.
[0031]
In the service center 1 illustrated in FIG. 3, the location where the power generation efficiency is evaluated is the efficiency diagnosis unit 19. The efficiency diagnosing unit 19 refers to the design information database 18 and investigates the model of the equipment constituting the power generation unit.
[0032]
FIG. 5 is an explanatory diagram showing the contents stored in the design information database 18 shown in FIG. 3, and shows the structure of the design information data.
[0033]
As shown in FIG. 5, the design information data includes, for each power generation company, equipment or parts constituting the power generation unit, and a supplier manufacturer and a model for each of the equipment or parts. For example, in the case of the first power generation unit of the A power generation company, the gas turbine adopts the product of model GT001 of company A, and the components constituting this gas turbine are the model CB003 of combustor B, the turbine of It shows that company A model TB001, the compressor consists of company A CP001.
[0034]
Further, the efficiency diagnosis unit 19 refers to a device model for calculating the power generation efficiency from the device model database 14.
[0035]
FIG. 6 is an explanatory diagram showing the contents stored in the device model database 14 and shows the configuration of the device model data.
[0036]
As shown in FIG. 6, the device model data is composed of parts or types and device models for each part or type, and the substance of the device model is a program that operates on a computer. The device model data is also given a process number of a process value to be input / output of a program for each device model.
[0037]
The efficiency diagnosis unit 19 operates the program according to the input / output specifications stored in the device model database 14.
[0038]
Next, processing steps for performing an efficiency diagnosis using a device model will be described.
[0039]
FIG. 7 is an explanatory diagram showing a schematic configuration of the gas turbine. As shown in FIG. 7, the gas turbine includes a compressor, a combustor, and a turbine, and air, combustion gas, or fuel flows between them. For example, when the device model shown in FIG. 7 is configured by a combination of compressor, combustor, and turbine device models stored in the device model database 14, gas performance is calculated by calculating the performance of each device model. The overall turbine performance can be calculated. That is, as shown in FIG. 7, when measured values such as fuel, shaft speed, flow rate and temperature related to intake air are set as the input of the equipment model, the electrical output and exhaust gas temperature that should be originally output based on the input conditions Can be estimated. Each device model is calculated on the assumption that it operates normally. For this reason, when a deviation value arises between the estimated value by an equipment model and the actual value acquired from plant data, it can be judged that the electric power generation unit which generated this plant data has deviated from the normal state.
[0040]
FIG. 8 shows a trend between an estimated value and an actually measured value for the electrical output by the device model. In the initial stage, the estimated value and the actually measured value almost coincide with each other, but the deviation increases with the passage of time. This means that the performance decreases with the progress of deterioration of the gas turbine, and the designed output cannot be obtained. The example illustrated in FIG. 8 is an example when the performance of the entire gas turbine is calculated, but the performance of each compressor, combustor, and turbine can also be calculated. In this case, it is effective in grasping the cause of the failure because the component whose performance is degraded can be identified.
[0041]
The efficiency diagnosis unit 19 converts the performance calculation result obtained from the device model into a power generation cost, and compares it with the power generation cost obtained from the measured value of the plant data.
[0042]
FIG. 9 shows an analysis example of the efficiency diagnosis unit 19. The power generation cost is defined as the fuel cost necessary for outputting the unit power generation amount, and is determined at regular time intervals (for example, every other hour). “Evaluation with measured values” in FIG. 9 is the power generation cost obtained using the values of the electric output and the fuel flow rate stored in the process value database and the fuel price taken in advance. The power generation cost can be obtained by multiplying the fuel flow rate by the fuel price and dividing it by the electrical output. On the other hand, “Evaluation with estimated value by device model” in FIG. 9 is a power generation cost obtained by using an actually measured value as a fuel flow rate and an estimated value by the device model as an electrical output. When the power generation costs obtained by both methods are plotted for each load, if the performance of the device is obtained as designed, the two graphs match. The example illustrated in FIG. 9 illustrates an example in which the power generation cost has increased due to a decrease in the performance of the device.
[0043]
Next, the operation plan evaluation unit 25 is a place where an operation / maintenance plan is created using the power generation cost calculated by the efficiency diagnosis unit 19. Therefore, processing executed by the operation plan evaluation unit 25 will be described.
[0044]
The operation plan evaluation unit 25 obtains the power generation units 41,
From the economical viewpoint, the power generation cost of 42, 51, 52 is used, and a plan for actively operating the power generation unit with a low power generation cost among the power generation units 41, 42, 51, 52 is made. For example, in one power generation unit 41 in each power generation unit 41, 42, 51, 52, when the deterioration of the component equipment, for example, the gas turbine progresses and the efficiency is reduced, as described above, A deviation value is generated between the power generation cost based on the actual measurement value obtained from the process data of the power generation unit 41 and the power generation cost obtained from the estimated value based on the device model. At this time, the operation plan evaluation part 25 evaluates the economical loss accompanying a performance fall using the following formula | equation (1).
[0045]
When the economic loss (¥) due to the performance degradation is L1, L1 = C × A × D1, and this equation is referred to as equation (1). Here, C is the amount of power generation cost increase due to performance degradation (¥ / MWd), A is the amount of power generation per day (actual value) (MWd / day), and D1 is the number of days remaining until the regular inspection. (Day). In the formula (1), the power generation amount A per day is obtained using an average value with respect to the accumulated value of the electric output on each operation day. Multiplying the power generation amount A per day by the remaining number of days D1 until the periodic inspection (regular inspection), the expected power generation amount that can be generated before the periodic inspection can be calculated. Information related to the regular inspection plan is stored in the regular inspection information database 26.
[0046]
FIG. 10 is an explanatory diagram showing the contents stored in the regular inspection information database 26, and shows the structure of the periodic inspection information data.
[0047]
As shown in FIG. 10, the periodic inspection information data is information representing the time point of the periodic inspection conducted in the past and the scheduled periodic inspection time in the future. The periodic inspection information data is based on the periodic inspection information data. Calculate remaining days until. By multiplying the expected power generation amount (A × D1) until the periodic inspection by the power generation cost increase (C), the economic loss (L1) accompanying the performance degradation can be calculated.
[0048]
Next, the operation plan evaluation unit 25 should stop the operation of one power generation unit, for example, the power generation unit 41 from the viewpoint of the total cost for operation maintenance, and replace the equipment or parts, or the performance has deteriorated. Judge whether to continue driving in the state. At this time, the operation plan evaluation unit 25 refers to the device information database 27 and calculates the cost associated with replacement of the device or parts.
[0049]
FIG. 11 is an explanatory diagram showing the contents stored in the device information database 27, and shows the configuration of the device information data.
[0050]
As shown in FIG. 11, the device information data includes the manufacturer and model, the purchase price, and the number of installation days required for the installation work for each device or part. In this case, the cost associated with the replacement of equipment or parts is the sum of the market price of equipment or parts taking depreciation into account and the loss of opportunity for selling electricity due to the suspension of the power generation unit due to replacement work. (2)
[0051]
If the economic loss (¥) associated with the device / part replacement is L2, L2 = P × (1−R) + A × D2 × E, and this equation is referred to as equation (2). Here, P is the replacement device / part purchase price (¥), R is the lifetime consumption value (standard value) (−), and A is the power generation amount (actual value) per day (MWd / D2 is the number of installation work days (days), and E is the selling price of electric power (¥ / MWd). In equation (2), the stored information in the device information database 27 is referred to for the purchase price (P) of the device or part. The depreciation is evaluated in consideration of the remaining life, and the consumed life (R) is used as an index. This life consumption value (R) is a standardized value, and is 0 when it is in a new state at the start of use. The value increases according to the number of years of use and reaches the replacement standard. 1 That is, when the life consumption value (R) becomes 1, it means that the device is used up and its value is lost. The calculation method of the life consumption value (R) will be described later. In addition, regarding the opportunity loss of power sales, the amount of power generation per day (A) is multiplied by the number of installation work days (D2) that is stored information in the device information database 27 for the replacement of devices or parts. The amount of power generation that could not be generated can be calculated. If this is multiplied by the selling price (E) of electric power, the economic loss (L2) accompanying replacement of equipment or parts can be calculated.
[0052]
The operation plan evaluation unit 25 compares the economic loss (L1) associated with the performance degradation and the economic loss (L2) associated with replacement of the equipment or parts. When the performance degradation of the power generation unit progresses and the economic loss (L1) exceeds the economic loss (L2), it is planned to stop the operation of the power generation unit and replace the equipment or parts.
[0053]
When the operation of the power generation unit is stopped along with a decrease in performance of the power generation unit, it is necessary to increase the power generation amount of other power generation units to ensure the power generation amount that meets the power demand. In some cases, the power generation cost (fuel cost per unit of electrical output) is high, and power generation units that are not normally used may be operated or electricity may be purchased from other power generation companies.
[0054]
The operation plan evaluation unit 25 examines a method of securing a necessary power generation amount in consideration of the power generation cost of the power generation units owned by other power generation companies as well as the power generation companies that have stopped their power generation units. As described above, the service center 1 calculates the power generation cost in real time based on the process value acquired from the power generation unit. When stopping the power generation unit, first, the power generation unit having the lowest power generation cost is searched for among the power generation units that can afford to increase the power generation amount in the power generation units of the company and other companies. Next, as for the power generation costs of other companies, a cost obtained by adding a certain price to the power generation cost of the company is calculated, and the calculated cost is compared with the power generation cost of the company. Even if the additional price is taken into consideration, if the power generation cost of another company is still cheaper, purchase power from the other company. That is, an operation plan is made so as to increase the power generation amount of the power generation units of other companies. As described above, regarding the adjustment of the power generation amount across a plurality of power generation companies, for example, the A power generation company 4 and the B power generation company 5, the service center 1 transmits the operation plan to the respective power generation companies 4 and 5 through the communication network 6. When the approval of these power generation companies 4 and 5 is obtained, it becomes a formal operation plan. The service center 1 also confirms the consent of the power generation companies 4 and 5 through the communication network 6.
[0055]
Further, the service center 1 uses the remaining life of equipment or parts as one of the indexes for making an operation plan. Hereinafter, processing for calculating the remaining life will be described.
[0056]
In the service center 1, a portion for evaluating the remaining life of the device or component is a remaining life diagnosis unit 20. The remaining life diagnosis unit 20 evaluates the remaining life of the power generation unit based on the remaining life evaluation data in each power generation unit stored in the material information database 15.
[0057]
FIG. 12 is an explanatory diagram showing the contents stored in the material information database 15, and shows the structure of the material information data, that is, the remaining life evaluation data.
[0058]
A component exposed to a high temperature during operation, such as a gas turbine, undergoes thermal fatigue damage due to a change in thermal stress accompanying a change in applied temperature, and creep damage that progresses according to the applied temperature and its connection time. When these damages exceed a certain limit value, damage such as cracks is induced, causing a major accident.
[0059]
As shown in FIG. 12, the remaining life evaluation data is a graph representing the accumulation of thermal fatigue damage and creep damage in each power generation unit (gas turbine). In the graph of thermal fatigue damage, the vertical axis is the normalized thermal fatigue damage value, the horizontal axis is the exhaust gas temperature change rate integrated value every 10 seconds, and the time when the thermal fatigue damage value reaches 1 is the part. It is time for replacement. That is, the integrated value of the exhaust gas temperature change rate in the gas turbine is obtained by multiplying the absolute value of the difference between the current temperature value of the exhaust gas temperature and the temperature value 10 seconds ago (representing the change rate of 10 seconds) by the normalization constant, It is a value obtained by adding the multiplication results every 10 seconds, and the thermal fatigue damage value increases monotonously with time. In the graph showing the creep damage, the vertical axis is the normalized creep damage value, the horizontal axis is the exhaust gas temperature integrated value every 10 seconds, and the creep damage value reaches 1 when the creep damage value reaches 1. It becomes the limit of material resistance. The creep damage value increases monotonically with time. The consumed life (R) of the gas turbine is obtained from the sum of the thermal fatigue damage and the creep damage value. That is, the life (R) can be obtained by R = H + C (formula) 3. Here, H represents a thermal fatigue damage value (normalized value), and C represents a creep damage value (normalized value).
[0060]
FIG. 13 is a graph plotting a change state with respect to time of the life consumption value obtained by the above process, and shows an analysis example analyzed by the remaining life diagnosis unit 20.
[0061]
A new gas turbine has a lifetime consumption value of 0 at the time of installation, and gradually increases as the operation with temperature change such as start / stop and load adjustment is repeated. In order to evaluate the remaining life of a gas turbine, extrapolate the life consumption value up to the present time by extrapolating the subsequent life consumption value using a formula that represents the life consumption value. It is calculated from the remaining time until a certain 1 is reached.
[0062]
In the service center 1, the operation plan evaluation unit 25 acquires the remaining life data evaluated by the remaining life diagnosis unit 20, and formulates an operation plan using the remaining life data.
[0063]
FIG. 14 is a flowchart showing a flow of processing when the operation plan evaluation unit 25 uses the remaining life data to formulate an operation plan for a certain power generation unit.
[0064]
The flowchart will be described with reference to FIG. 14. First, in step S1, the operation plan evaluation unit 25 acquires the remaining life data of the power generation unit evaluated by the remaining life diagnosis unit 20, and calculates the number of days of the remaining life. To do.
[0065]
Next, in step S <b> 2, the operation plan evaluation unit 25 refers to the regular inspection information database 26, obtains the number of days until the periodic inspection of the power generation unit, and calculates the calculated number of remaining life days from the number of days until the periodic inspection. Judge whether it is too long. When it is determined that the remaining life is longer than the number of days until the periodic inspection (Y), the process proceeds to the next step S3. On the other hand, it is determined that the remaining life is not longer than the number of days until the periodic inspection. If (N), the process proceeds to another step S4.
[0066]
Next, in step S3, the operation plan evaluation unit 25 drafts an operation plan so as to perform normal operation on the power generation unit, and ends the processing of this series of flowcharts.
[0067]
In step S4, the operation plan evaluation unit 25 reduces the maximum power generation amount in the power generation unit by 25% to 75% of the current power generation amount, and reduces the load adjustment amount that changes according to the power demand amount by 25%. The operation plan is set to 75% of the current load adjustment amount and the remaining life of the power generation unit is extended.
[0068]
In step S5, the operation plan evaluation unit 25 determines whether the maximum power generation amount in the power generation unit has been reduced by 100%. When it is determined that the maximum power generation amount has been reduced by 100% (Y), the process proceeds to the next step S6. On the other hand, when it is determined that the maximum power generation amount has not yet been reduced by 100% (Y), other steps are performed. The process proceeds to S7.
[0069]
Subsequently, in step S6, the operation plan evaluation unit 25 repeats the process in step S4 four times, as will be described later, and thereby stops the operation of the power generation unit when the remaining life has come. A plan is drawn up and the processing of this series of flowcharts is completed.
[0070]
In step S7, the operation plan evaluation unit 25 drafts an operation plan for continuing the operation of the power generation unit for one week. And the operation plan evaluation part 25 returns to step S1 one week after this operation plan is complete | finished, and repeatedly performs the operation | movement after step S1 again.
[0071]
By the way, when the maximum power generation amount and load adjustment amount of the power generation unit are set to decrease based on the remaining life, the power generation amount of other power generation units is increased and the power demand is increased to compensate for the decrease. It is necessary to perform an operation that follows the power generation amount. Among these, for the maximum power generation amount, as described above, an optimal power generation unit is selected based on the power generation cost obtained online. On the other hand, with respect to the load adjustment amount, since an operation that increases thermal fatigue is forced, an optimal power generation unit is selected based on the remaining life.
[0072]
FIGS. 19A and 19B are characteristic diagrams showing the selection principle of the power generation unit at this time. Now, when the maximum power generation amount and load adjustment amount of a power generation unit are reduced, if a shortage of power amount as shown in (a) occurs, the base rise and peak as shown in (b) It will be divided into response to make up for the shortage of power. For the base increase, a power generation unit with a low power generation cost is selected to increase the maximum power generation amount, and for peak correspondence, a power generation unit with a long remaining life is selected to increase load followability.
[0073]
In parallel with the planning of the operation plan, the operation plan evaluation unit 25 formulates an operation plan for actively selecting and operating a power generation unit with high power generation efficiency based on the power generation efficiency of each power generation unit calculated online. For example, as illustrated in FIG. 9, reducing the power generation amount (output) of the power generation unit causes a decrease in power generation efficiency (an increase in cost) regardless of a decrease in performance due to abnormality. Therefore, the probability of the operation of the power generation unit adjusted to reduce the power generation amount based on the remaining life is reduced. Then, as a result of performing the remaining life diagnosis on each power generation unit, the operation plan evaluation unit 25 formulates a maintenance plan for exchanging equipment or components for the power generation unit determined to be stopped.
[0074]
Basically, a power generation unit is selected from among the power generation units owned by the company to supplement the power generation amount and load adjustment. Develop an operation plan. In this case, there is a difference in power price between the case where constant power is supplied to increase the base and the case where the amount of power generation is accompanied by a time change to cope with the peak. That is, for peak correspondence, since the load is changed frequently, it is easy to shorten the life of the device or component, so the power price is obtained by adding a certain additional price to the normal price.
[0075]
In the explanation so far, when planning the operation and maintenance plan of the power generation unit using the remaining life data, the example shows that the deterioration of equipment or parts has progressed more than expected and the replacement time has been accelerated. . In the planning of the operation and maintenance plan for a normal power generation unit, it is planned to replace the equipment or parts at the time of performing a periodic inspection based on the remaining life data. Even in the case where the service life has come earlier than expected, it is possible to devise an operation plan that does not use equipment or parts that have exceeded the service life. For this reason, in the operation / maintenance plan support system for power generation facilities according to the present embodiment, an unexpected situation such as an unplanned shutdown of the power generation unit due to an abnormality that has occurred based on equipment or parts that have exceeded the lifespan. Occurrence can be avoided, and economic loss due to unplanned outage of the power generation unit can be avoided.
[0076]
On the contrary, there is an example in which the replacement time of the device or the part is extended from the result of the remaining life evaluated in real time. For example, for gas turbines that are subject to rapid deterioration due to exposure to high temperatures, a replacement reference time (for example, a cumulative operating time of 50000 hours) has been set up so far, and parts are regularly checked to ensure that the time is not exceeded. We were exchanging. However, when a long remaining life remains, it is not always necessary to replace the parts when the reference time is reached, and the replacement time can be extended. In this case, the maintenance cost can be reduced in each of the power generation companies 4 and 5 as compared with the parts replacement based on the reference time.
[0077]
In addition, the service center 1 uses the frequency of equipment failure as one of the indexes for creating an operation plan. Hereinafter, processing for calculating the failure frequency of the device will be described.
[0078]
In the service center 1, the part that evaluates the failure frequency of the device is a failure frequency evaluation unit 21. The failure frequency evaluation unit 21 evaluates the failure frequency of each device based on the failure information data stored in the failure information database 16.
[0079]
FIG. 15 is an explanatory diagram showing the contents stored in the failure information database 16 and shows the structure of the failure information data.
[0080]
As shown in FIG. 15, the failure information data represents a failure history that has occurred in each power generation unit. For example, on September 10, 2000, in the first power generation unit of the power plant A, It also shows that the deterioration of packing occurred in the valve of the type VL0010 manufactured by Company A, and that it was repaired, and that this valve was replaced on March 10, 1992. According to the content of the failure information data, it can be seen that the valve has failed due to use for about 8 years and 6 months. The same applies to the pump of the second power generation unit of power plant B.
[0081]
The failure frequency evaluation unit 21 uses the data stored in the failure information database 16 to evaluate the probability of occurrence of each device or component (once every year) and evaluate the evaluation result. This is supplied to the operation plan evaluation unit 25.
[0082]
The operation plan evaluation unit 25 uses the evaluation result supplied from the failure frequency evaluation unit 21 and the reference result of the regular inspection information database 26 to determine the number of periodic inspections for each power generation unit device or component thereafter. Evaluate whether it can be used without failure until it is done. Then, if there is a device or part that is inferred from the probability of failure of these devices or parts until the next periodic inspection is performed, the replacement of the device or parts is planned in the periodic inspection.
[0083]
Furthermore, the service center 1 uses the priority for the manufacturer (manufacturer) as one of the indexes for making an operation plan. The process for calculating the priority for the manufacturer will be described below.
[0084]
In the service center 1, a part for evaluating the priority for a manufacturer is a manufacturer priority evaluation unit 22. The manufacturer priority evaluation unit 22 evaluates the priority of the manufacturer based on each manufacturer information stored in the manufacturer information database 17.
[0085]
FIG. 16 is an explanatory diagram showing the contents stored in the manufacturer information database 17 and shows the structure of the manufacturer information data.
[0086]
As shown in FIG. 16, the manufacturer information data evaluates the reliability and maintenance power of each device or component for each manufacturer, and uses A, B, and C as evaluation criteria. Yes. In this case, A is assigned a score of 10 points, B is assigned a score of 5 points, and C is assigned a score of 0. By obtaining the total score, the manufacturer's priority is increased in descending order.
[0087]
When the operation plan evaluation unit 25 selects and operates the power generation unit, if the priority of the manufacturer of the device or part used in the power generation unit is high, the operation plan evaluation unit 25 actively selects and operates the power generation unit. To plan.
[0088]
As described above, in the power generation facility operation / maintenance plan support system according to this embodiment, the operation / maintenance plan for the power generation units 41, 42, 51, 52 owned by each power generation company 4, 5 is provided. Is planned using the performance diagnosis result, the remaining life diagnosis result, the failure frequency, and the priority for the manufacturer, but the power generation units 51, 52, 41, owned by the other power generation companies 5, 4 If it is more cost-effective to adjust 42 and procure electric power, an operation / maintenance plan that spans a plurality of power generation companies 4 and 5 is drawn up.
[0089]
When power is procured from another company, payment of power charges is generated between the power generation companies 4 and 5. Usually, since a plurality of power companies 4 and 5 mutually procure power, However, it is not necessary to pay the electric power fee, and the electric power fee may be paid for the electric power after the lending is offset every certain period, for example, every year.
[0090]
In this case, the service center 1 collects such contracts between the power generation companies 4 and 5 and makes a plan so that the total cost for operation and maintenance of the power generation companies 4 and 5 is minimized.
[0091]
FIG. 17 is a block diagram showing a main configuration of a second embodiment of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the present invention.
[0092]
In the example shown in FIG. 17, the power generation unit 41 has two shafts 61 and 62, the power generation unit 42 has two shafts 71 and 72, the power generation unit 51 has two shafts 81 and 82, and the power generation unit 52 has two shafts. An example is shown in which the shafts 91 and 92 are provided and the power generation units 41, 42, 51, and 52 adjust the power generation amount for the shafts 61, 62, 71, 72, 81, 82, 91, and 92, respectively. is there. In FIG. 17, the same components as those shown in FIG.
[0093]
In FIG. 17, shafts 61, 62, 71, 72, 81, 82, 91, 92 indicate rotating shafts for transmitting turbine power to the generator. Some have a plurality of generators, each of which is connected to one or more turbines. For such power generation units 41, 42, 51, 52, the power generation amount is set for each of the shafts 61, 62, 71, 72, 81, 82, 91, 92, that is, for each generator. A detailed operation and maintenance plan can be drawn up. For example, among a plurality of shafts 61, 62, 71, 72, 81, 82, 91, 92 constituting the power generation units 41, 42, 51, 52, the operation of one shaft is stopped and only the other shafts are stopped. It is also possible to make a plan to drive.
[0094]
In this case, the operation of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the second embodiment shown in FIG. 17 is the same as the operation of the power generation facility operation / maintenance plan according to the first embodiment shown in FIG. Since it is almost the same as the operation of the support system, the description of the operation of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the second embodiment is omitted.
[0095]
Next, FIG. 18 shows a third embodiment of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the present invention, and is a block diagram showing the configuration of the main part thereof.
[0096]
The example illustrated in FIG. 18 is a case where there is no central power supply command station. The central power supply command station has a role of adjusting the power generation amount of the power generation unit under management in accordance with the power demand that changes every moment. On the other hand, in this example, the power generation units 41, 42, 51, and 52 are operated according to a predetermined power generation plan.
[0097]
Also in this case, the operation of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the third embodiment shown in FIG. 18 is the same as the operation of the power generation facility according to the first embodiment shown in FIG. Since it conforms to the operation of the plan support system, the description of the operation of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the third embodiment will be omitted.
[0099]
【The invention's effect】
According to the first aspect of the present invention, when the service center makes an operation / maintenance plan for each power generation unit owned by each power generation company based on the power generation efficiency evaluated and calculated in real time. Calculate the economic loss cost due to performance degradation from the deviation value between the process value estimated by the equipment model and the actual measurement value, and compare this economic loss cost with the cost of equipment or parts replacement, and compare Since it is possible to formulate an operation / maintenance plan for the power generation unit for each power generation company using the result, there is an effect that the total cost of operation / maintenance can be reduced for each power generation company.
[0101]
According to the second aspect of the present invention, when the service center makes an operation / maintenance plan for each power generation unit owned by each power generation company based on the power generation efficiency evaluated and calculated in real time. Because the operating conditions of its own power generation unit equipment or parts are changed based on the remaining life of the equipment or parts of other power generation units as well as its own power generation units, each power generation company owns The operation and maintenance plan can be formulated so that the total cost required for the operation and maintenance of the power generation units to be minimized, and the cost merit obtained by each power generation company is greater than the known power generation system There is.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 shows a first embodiment of a power generation facility operation / maintenance plan support system according to the present invention, and is a block diagram showing a main part configuration thereof.
2 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a power generation unit illustrated in FIG. 1. FIG.
FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a service center illustrated in FIG. 1;
4 is an explanatory diagram showing the contents stored in the process value database shown in FIG. 3, and shows the structure of process data. FIG.
5 is an explanatory diagram showing the contents stored in the design information database shown in FIG. 3, and shows the structure of design information data. FIG.
FIG. 6 is an explanatory diagram showing the contents stored in the device model database, and shows the configuration of the device model data.
FIG. 7 is an explanatory diagram showing a schematic configuration of a gas turbine.
FIG. 8 is a characteristic diagram showing a change with time of an estimated value based on a device model and an actual value obtained from a power generation unit in electrical output.
FIG. 9 is a characteristic diagram showing an example of an analysis example of the efficiency diagnosis executed by the efficiency diagnosis unit.
FIG. 10 is an explanatory diagram showing the contents stored in a regular inspection information database, and shows the structure of periodic inspection information data.
FIG. 11 is an explanatory diagram showing the contents stored in the device information database, and shows the configuration of the device information data.
FIG. 12 is an explanatory diagram showing contents stored in a material information database.
FIG. 13 is a graph plotting a change state with respect to time of a lifetime consumption value.
FIG. 14 is a flowchart showing a processing flow when the operation plan evaluation unit makes an operation plan using the remaining life data.
FIG. 15 is an explanatory diagram showing the contents stored in a failure information database, showing the configuration of failure information data.
FIG. 16 is an explanatory diagram showing the contents stored in the manufacturer information database, and shows the structure of the manufacturer information data.
FIG. 17 is a block diagram showing a main configuration of a second embodiment of the power generation facility operation / maintenance plan support system according to the present invention.
FIG. 18 is a block diagram showing the main configuration of a third embodiment of the operation / maintenance plan support system for a power generation facility according to the present invention.
FIG. 19 is a characteristic diagram showing the principle of selecting a power generation unit.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Service center, 4 ... A power generation company, 5 ... B power generation company, 6 ... Communication network (Internet) 11, 418 ... Firewall, 12 ... Process value receiving part, 13 ... Process value database, 14 ... Equipment model database 15 ... Material information database, 16 ... Failure information database, 17 ... Manufacturer information database, 18 ... Design information database, 19 ... Efficiency diagnosis unit, 20 ... Remaining life diagnosis unit, 21 ... Failure frequency evaluation unit, 22 ... Manufacturer priority Evaluation part, 23 ... Electric power demand reception part, 24 ... Operation plan information transmission part, 25 ... Operation plan evaluation part, 26 ... Periodic inspection (regular inspection) information database, 27 ... Equipment information database, 41, 42, 51, 52 ... power generation unit, 43, 53 ... central power supply command station (medium supply), 411 ... main body, 412 ... first sensor, 413 The second sensor, 414 ... first controller, 415 ... second controller, 416 ... process computer, 417 ... process value transmitting section.

Claims

A plurality of power generation units and a central power supply command station owned by each of the plurality of power generation companies are connected to a common service center via a communication network, and the service center is connected to the communication network from the plurality of power generation units, respectively. Plant data is obtained through each of the plurality of power generation companies, a process value is estimated by an equipment model using the plant data acquired from the plurality of power generation units, and a deviation value between the estimated process value and the actual measurement value is obtained. Then, an economic loss cost caused by a decrease in power generation efficiency of the power generation unit is calculated for each of the plurality of power generation companies from the obtained deviation value, and the calculated economic loss cost and a cost related to replacement of equipment or parts in the power generation unit. Compared with the above, the operation and maintenance of the power generation units owned by each of the plurality of power generation companies Operation and maintenance planning support system of power generation equipment, characterized in that the drafting of the plan.

A plurality of power generation units and a central power supply command station owned by each of the plurality of power generation companies are connected to a common service center via a communication network, and the service center is connected to the communication network from the plurality of power generation units, respectively. Plant data is obtained through each of the plurality of power generation companies, and the remaining life of the equipment or parts of the power generation unit is calculated using the acquired plant data, and the calculated remaining life and the power generation determined by other power generation units. By comparing the remaining life of the equipment or parts of the unit and changing the operating conditions of the equipment or parts of the power generation unit so as to increase the economy, and by extending or shortening the replacement of the equipment or parts of the power generation unit And formulating an operation / maintenance plan for power generation units owned by the plurality of power generation companies. Operation and maintenance planning support system of power generation equipment that.

The service center stores, for each of the plurality of power generation companies, the failure history of each device or component in the database, and uses the failure history stored in the database to determine the failure probability of each device or component. 3. An operation / maintenance plan support for a power generation facility according to claim 1 or 2, wherein an operation / maintenance plan for a power generation unit owned by the plurality of power generation companies is made in consideration of the calculated failure probability. system.

The service center stores, for each of the plurality of power generation companies, a manufacturer of equipment or parts in each power generation unit, reliability of the manufacturer and superiority of maintenance power in a database, and evaluates each equipment or part. In addition, the operation and maintenance plan of the power generation unit owned by the plurality of power generation companies is made in consideration of the superiority or inferiority of the manufacturer stored in the database. Operation and maintenance plan support system.

3. The power generation facility operation / maintenance plan support system according to claim 1, wherein the plant data is acquired by the service center at regular time intervals for each of the power generation units.

A service center connected via a communication network with a plurality of power generation units and a central power supply command station each owned by each of a plurality of power generation companies, obtaining plant data from the plurality of power generation units through the communication network, For each of the plurality of power generation companies, a process value is estimated by an equipment model using plant data acquired from the plurality of power generation units, a deviation value between the estimated process value and an actual measurement value is obtained, and the deviation value obtained from the obtained deviation value An economic loss cost caused by a decrease in power generation efficiency of the power generation unit is calculated for each of the plurality of power generation companies, and the plurality of the plurality of power generation units is calculated by comparing the calculated economic loss cost with the cost for replacement of equipment or parts in the power generation unit. It is characterized by formulating an operation and maintenance plan for power generation units owned by each power generation company. Service Center.

A service center connected via a communication network with a plurality of power generation units and a central power supply command station each owned by each of a plurality of power generation companies, obtaining plant data from the plurality of power generation units through the communication network, For each of the plurality of power generation companies, the remaining life of the equipment or parts of the power generation unit is calculated using the acquired plant data, and the calculated remaining life and the remaining power of the equipment or parts of the power generation unit determined by other power generation units are calculated. By comparing the lifespan, changing the operating conditions of the equipment or parts of the power generation unit so as to increase the economy, and extending or shortening the replacement of the equipment or parts of the power generation unit, the plurality of power generation companies A service center characterized by planning operation and maintenance plans for the power generation units that you own.