JP2017187966A - Maintenance plan support system for power generation unit group - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a maintenance plane support system of a power generation unit group capable of transversely considering loss costs across a plurality of power generation units, and reducing total costs by the efficient planning of a maintenance plan as a whole power generation unit group.SOLUTION: A maintenance plan support system S1 of a power generation unit group configured to support a maintenance plan of a power generation unit group consisting of a plurality of power generation units comprises: an efficiency arithmetic part 201 for analyzing efficiency of each of those power generation units; a fuel loss cost arithmetic part 202 for calculating fuel loss costs due to excessive consumption of fuel accompanied by a decrease in efficiency; a loss cost arithmetic part 204 for calculating loss costs of each power generation unit on the basis of the fuel loss costs and maintenance work costs for improving efficiency; and a total cost arithmetic part 205 for calculating total costs of the whole power generation units on the basis of the loss costs.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

本発明は、発電ユニット群の保守計画支援システムに関する。   The present invention relates to a maintenance plan support system for a power generation unit group.

例えば石炭火力発電プラント等の発電プラントは、稼働中に石炭ボイラの熱交換器内に灰が付着することでガスから蒸気への伝熱効率が低下するため、定期的に高温蒸気を噴射するスートブロワを用いて付着した灰を除去し上記伝熱効率の低下を抑制している。しかしながら、灰を完全に除去することは難しく、これにより経時的に伝熱効率が低下し、結果として燃料消費量の増加に伴う燃料コストが上昇する。   For example, a power plant such as a coal-fired power plant reduces the efficiency of heat transfer from gas to steam due to ash adhering to the heat exchanger of the coal boiler during operation. The ash attached and removed is used to suppress the decrease in the heat transfer efficiency. However, it is difficult to completely remove the ash, and as a result, the heat transfer efficiency decreases with time, resulting in an increase in fuel cost accompanying an increase in fuel consumption.

これに対し、上述したような燃料消費量の増加を抑制するため、ボイラの熱交換器の保守（洗浄）が行われる。この洗浄は熱交換器に付着した汚れを手作業によって除去するものであり、ボイラ内の場所によっては足場を組む必要があることから保守作業費用が高額になる。そのため、上記洗浄を頻繁に実施するのは得策ではなく、効率低下に伴う燃料コストの増加と効率改善のための保守作業費用の発生とを考慮して保守計画を立案することが有効である。   On the other hand, maintenance (cleaning) of the heat exchanger of the boiler is performed in order to suppress the increase in fuel consumption as described above. This cleaning is to remove the dirt adhering to the heat exchanger by hand, and it is necessary to assemble a scaffold depending on the location in the boiler, so that the maintenance work cost becomes high. Therefore, it is not a good idea to frequently perform the above cleaning, and it is effective to formulate a maintenance plan in consideration of the increase in fuel cost accompanying the reduction in efficiency and the generation of maintenance work costs for improving efficiency.

このような燃料コストの上昇と保守作業の時期とを調整するものとして、発電ユニットの運転時の効率低下に伴う燃料コストの増加と効率改善のための保守作業費用とから総コストを算出して保守作業の時期を判断する方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。この方法によれば、ガスタービン圧縮機の洗浄作業において、圧縮機の効率劣化によるコスト上昇分と洗浄コストとが等しくなった時点をコストが最小となる最適な保守作業時期として判断している。   In order to adjust the increase in fuel cost and the timing of maintenance work, the total cost is calculated from the increase in fuel cost accompanying the reduction in efficiency during operation of the power generation unit and the maintenance work cost for improving efficiency. A method for determining the timing of maintenance work has been proposed (see, for example, Patent Document 1). According to this method, in the cleaning operation of the gas turbine compressor, the time point when the cost increase due to the deterioration of the efficiency of the compressor becomes equal to the cleaning cost is determined as the optimum maintenance operation timing at which the cost is minimized.

特開２００５−１３３５８３号公報Japanese Patent Laying-Open No. 2005-133583

上述した従来の技術に係る方法では、ガスタービン圧縮機の洗浄作業が１〜２日間程度の短期間で洗浄作業が完了するため、週末起動停止運用を行う発電プラントの場合では、プラント停止中の週末に作業を実施すればよい。   In the method according to the related art described above, the cleaning operation of the gas turbine compressor is completed in a short period of about 1 to 2 days. Work on the weekend.

しかしながら、保守作業の内容によっては、長時間のプラント停止が必要となる場合がある。例えば、石炭ボイラ内を洗浄する場合、プラント停止後の降温に長時間を要するため、保守作業員が内部に入れるまでの待ち時間やボイラ内の足場の組立に数週間を要することもある。   However, depending on the contents of the maintenance work, it may be necessary to stop the plant for a long time. For example, when cleaning the inside of a coal boiler, it takes a long time to cool down after the plant is shut down, so it may take several weeks to wait for a maintenance worker to put it inside and to assemble the scaffolding in the boiler.

加えて、複数の発電ユニットにより電力を供給するような発電事業者の場合、発電プラント単独で保守作業の実施時期を決定することができない。すなわち、複数の発電ユニットの保守作業の期間が重なった場合、電力供給量が電力需要に対して不足したり、あるいは保守作業のための人員が確保できないという状況が発生することがある。   In addition, in the case of a power generation company that supplies electric power from a plurality of power generation units, it is not possible to determine the maintenance work execution timing by the power plant alone. That is, when the maintenance work periods of a plurality of power generation units overlap, a situation may occur in which the amount of power supply is insufficient with respect to the power demand or personnel for maintenance work cannot be secured.

本発明は、以上のような事情に基づいてなされたものであり、その目的は、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる発電ユニット群の保守計画支援システムを提供することにある。   The present invention has been made on the basis of the above circumstances, and the purpose thereof is to allow the loss cost to be considered across a plurality of power generation units, and to improve the efficiency of the entire power generation unit group. It is an object of the present invention to provide a maintenance plan support system for a power generation unit group capable of reducing the total cost by making a maintenance plan.

本発明は、
（１）複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、
前記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、
前記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、
燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、
前記損失コストに基づき前記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする発電ユニット群の保守計画支援システム（以下、単に「システム」ともいう）、
（２）損失コストが、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（３）効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める燃料損失コスト予測部を更に備えている前記（１）または（２）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（４）予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める供給可能電力算出部を更に備えている前記（１）から（３）のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（５）予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める保守作業員数算出部を更に備えている前記（４）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（６）燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる前記（１）から（５）のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（７）発電ユニットが火力発電ユニットであり、機器がボイラの熱交換器である前記（６）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（８）総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部を更に備え、
前記自動計画部が、供給可能電力算出部にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案する前記（５）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（９）発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部を更に備え、
前記供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求める前記（１）から（８）のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、並びに
（１０）発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている前記（１）から（９）のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム
に関する。 The present invention
(1) A power generation unit group maintenance plan support system that supports a power generation unit group maintenance plan composed of a plurality of power generation units,
An efficiency calculator for analyzing the efficiency of each of the power generation units;
A fuel loss cost calculation unit for obtaining a fuel loss cost due to excessive consumption of fuel accompanying the decrease in efficiency;
A loss cost calculation unit for determining a loss cost for each power generation unit based on a fuel loss cost and a maintenance work cost for improving efficiency;
A power generation unit group maintenance plan support system (hereinafter, also simply referred to as “system”), comprising a total cost calculation unit that calculates a total cost of the plurality of power generation units based on the loss cost;
(2) The maintenance plan support system for a power generation unit group according to (1), wherein the loss cost is a difference between a fuel loss cost and a maintenance work cost in each power generation unit,
(3) The fuel loss cost prediction unit further includes a fuel loss cost prediction unit that obtains a fuel loss cost trend from the trend of changing efficiency, and obtains a fuel loss cost that is predicted to occur during the next maintenance operation from the trend. The maintenance plan support system for the power generation unit group described in (2),
(4) From the above (1), further comprising a suppliable power calculating unit that obtains power that can be supplied to the entire power generation unit group based on the maintenance plan in a time series so that it can be compared with a predicted trend of power demand. The maintenance plan support system for the power generation unit group according to any one of (3),
(5) A maintenance worker number calculation unit that obtains the maintenance worker number required for the entire power generation unit group based on the maintenance plan in a time series so as to be compared with the predicted trend of the maintenance worker number that can be secured is further provided. The power generation unit group maintenance plan support system according to (4),
(6) The power generation unit according to any one of (1) to (5), wherein the fuel loss cost and the maintenance work cost are each determined based on whether or not the maintenance work is performed for each device constituting the power generation unit. Group maintenance plan support system,
(7) The power generation unit maintenance plan support system according to (6), wherein the power generation unit is a thermal power generation unit, and the device is a boiler heat exchanger,
(8) It further includes an automatic planning unit that automatically plans maintenance of the power generation unit group based on the total cost,
In the automatic planning unit, the power required in the time series in the suppliable power calculation unit is equal to or greater than the predicted power demand, and the predicted number of maintenance workers that can be secured is the time series in the maintenance worker number calculation unit. A maintenance plan support system for a power generation unit group according to (5), wherein a maintenance plan is drafted so that the total cost becomes a minimum value under a condition that the number of maintenance workers is more than the required number;
(9) A power supply correcting unit that corrects the power that can be supplied by each of the power generation units is further provided.
The power generation unit group maintenance plan support system according to any one of (1) to (8) above, wherein the total cost is obtained again based on the power plan corrected by the supply power correction unit, and (10) 10. The power generation according to any one of (1) to (9), further including a load distribution calculation unit that performs economic load distribution based on a correspondence relationship between a power load and a fuel loss cost for each power generation unit. The present invention relates to a maintenance plan support system for units.

なお、本明細書において「経済的負荷配分」とは、効率が互いに異なる少なくとも２以上の発電ユニットを有する発電ユニット群に対して、総コストを最小にするときの各発電ユニットへの負荷配分を意味する。   In this specification, “economic load distribution” refers to load distribution to each power generation unit when the total cost is minimized with respect to a power generation unit group having at least two power generation units having different efficiencies. means.

本発明は、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる発電ユニット群の保守計画支援システムを提供することができる。   In the present invention, the loss cost can be considered across a plurality of power generation units, and the total cost can be reduced by developing an efficient maintenance plan for the power generation unit group as a whole. A maintenance plan support system can be provided.

本発明の第１および第２の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。It is a schematic block diagram which shows the structure of the 1st and 2nd embodiment of this invention. 図１のプロセス値データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the process value database of FIG. 図１の燃料単価データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the fuel unit price database of FIG. 効率の低下に伴う燃料損失コストの増加傾向を求めるときの概念を示す概略図であって、（ａ）は経過時間と燃料損失コストとの関係、（ｂ）は電力量と燃料損失コストとの関係をそれぞれ示す。It is the schematic which shows the concept when calculating | requiring the increase tendency of the fuel loss cost accompanying the fall of efficiency, Comprising: (a) is the relationship between elapsed time and fuel loss cost, (b) is the amount of electric power and fuel loss cost. Each relationship is shown. 図１の運転計画データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the operation plan database of FIG. 燃料損失コストと保守作業費用とから総コストを求めるときの概念を示す概略図である。It is the schematic which shows the concept when calculating | requiring a total cost from a fuel loss cost and a maintenance work expense. 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正前の画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (screen before correction of a regular inspection process) in the input / output device of FIG. 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (correction screen of a regular inspection process) in the input / output device of FIG. 図１の定検データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the regular inspection database of FIG. 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (screen after correction of a regular inspection process) in the input / output device of FIG. 図１の入出力装置における操作画面（電力供給量および保守作業人員の確認用の画面）の一例を示す概略図である。FIG. 2 is a schematic diagram illustrating an example of an operation screen (a screen for checking power supply amount and maintenance work personnel) in the input / output device of FIG. 1. 図１の電力需要データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the electric power demand database of FIG. 図１の作業員データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the worker database of FIG. 図１のプラント情報データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the plant information database of FIG. 図１の入出力装置における操作画面（運転計画の設定画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (setting screen of an operation plan) in the input / output device of FIG. 本発明の第２の実施形態における図１の入出力装置における操作画面（保守作業内容の修正画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (correction screen of a maintenance work content) in the input / output device of FIG. 1 in the 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第２の実施形態における図１の定検データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the regular inspection database of FIG. 1 in the 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第２の実施形態における図１のプラント情報データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the plant information database of FIG. 1 in the 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第３の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。It is a schematic block diagram which shows the structure of the 3rd Embodiment of this invention. 図１９のプラント効率データベースの構成の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of a structure of the plant efficiency database of FIG. 図１９の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。It is the schematic which shows an example of the operation screen (screen after correction of a regular inspection process) in the input / output device of FIG.

本発明の発電ユニット群の保守計画支援システムは、複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、上記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、上記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、上記損失コストに基づき上記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする。   A power generation unit group maintenance plan support system according to the present invention is a power generation unit group maintenance plan support system that supports a power generation unit group maintenance plan composed of a plurality of power generation units, wherein the efficiency of analyzing each of the power generation units is analyzed. Calculate the loss cost for each power generation unit based on the calculation unit, the fuel loss cost calculation unit for determining the fuel loss cost due to excessive consumption of fuel due to the above-mentioned decrease in efficiency, and the maintenance cost for improving the fuel loss cost and efficiency. A loss cost calculation unit to be obtained and a total cost calculation unit to obtain a total cost of the plurality of power generation units based on the loss cost are provided.

当該システムが保守計画を支援する発電ユニット群は、１つ以上の発電ユニット（「発電ユニット」を、単に「ユニット」とも称する）を含む発電所を少なくとも１つ有しており、全体として複数の発電ユニットにより構成されている。   The power generation unit group for which the system supports a maintenance plan has at least one power plant including one or more power generation units ("power generation unit" is also simply referred to as "unit"), It consists of a power generation unit.

このように、当該システムが上記効率演算部、燃料損失コスト演算部、損失コスト演算部および総コスト演算部を備えているので、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる。   Thus, since the system includes the efficiency calculation unit, the fuel loss cost calculation unit, the loss cost calculation unit, and the total cost calculation unit, it is possible to consider the loss cost across a plurality of power generation units. The total cost can be reduced by creating an efficient maintenance plan for the entire power generation unit group.

ここで、当該システムが保守計画を支援する発電ユニットは、特に限定されないが、火力発電ユニットであり、保守が行われる機器がボイラの熱交換器であることが好ましい。このように、当該システムを火力発電ユニットに適用することで、火力発電ユニット群における総コストをより効果的に低減することができる。   Here, the power generation unit that supports the maintenance plan by the system is not particularly limited, but is preferably a thermal power generation unit, and the device to be maintained is preferably a boiler heat exchanger. Thus, the total cost in the thermal power generation unit group can be more effectively reduced by applying the system to the thermal power generation unit.

以下、当該システムの第１〜第３の実施形態について図面を参照して説明するが、本発明は、当該図面に記載の実施形態にのみ限定されるものではない。   Hereinafter, although the 1st-3rd embodiment of the said system is described with reference to drawings, this invention is not limited only to embodiment described in the said drawing.

［第１の実施形態］
図１は、本発明の第１の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。当該システムＳ１は、図１に示すように、概略的に、プロセス値データベース１０１と、効率演算部２０１と、燃料損失コスト演算部２０２と、燃料損失コスト予測部２０３と、損失コスト演算部２０４と、総コスト演算部２０５と、制約条件処理部２０６とにより構成されている。 [First Embodiment]
FIG. 1 is a schematic block diagram showing the configuration of the first embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, the system S1 schematically includes a process value database 101, an efficiency calculation unit 201, a fuel loss cost calculation unit 202, a fuel loss cost prediction unit 203, and a loss cost calculation unit 204. The total cost calculation unit 205 and the constraint condition processing unit 206 are configured.

プロセス値データベース１０１は、発電ユニット群の各発電ユニットから取り込んだ計測データを格納する。上記計測データは、例えば図２に示すように、各発電ユニットごとのデータ（信号Ａ、信号Ｂ等）であり、この計測データが時系列となるようにプロセス値データベース１０１中に格納されている。また、このプロセス値データベース１０１には、プラントでのセンサ信号値と共に、後述する燃料コードも格納されている。   The process value database 101 stores measurement data taken from each power generation unit of the power generation unit group. For example, as shown in FIG. 2, the measurement data is data (signal A, signal B, etc.) for each power generation unit, and is stored in the process value database 101 so that the measurement data is in time series. . The process value database 101 also stores a fuel code, which will be described later, together with sensor signal values at the plant.

効率演算部２０１は、発電ユニットそれぞれの効率を解析する。具体的には、この効率演算部２０１は、プロセス値データベース１０１に格納された計測データを用い、発電ユニットを構成する機器それぞれの効率を演算したり、発電ユニット単位での効率を演算する。例えば、石炭火力発電所の場合、上記効率は、下記式（１）で表されるボイラ室の効率（ボイラ室効率ηｂ）および下記式（２）で表されるタービン室の効率（タービン室効率ηt）を用いて導出される。また、これらの導出された結果は、効率データベース１０２に時系列に格納される。   The efficiency calculation unit 201 analyzes the efficiency of each power generation unit. Specifically, the efficiency calculation unit 201 uses the measurement data stored in the process value database 101 to calculate the efficiency of each device constituting the power generation unit, or calculates the efficiency in units of power generation units. For example, in the case of a coal-fired power plant, the efficiency is the efficiency of a boiler room (boiler room efficiency ηb) represented by the following formula (1) and the efficiency of the turbine room (turbine room efficiency represented by the following formula (2): ηt). In addition, these derived results are stored in the efficiency database 102 in time series.

燃料損失コスト演算部２０２は、効率演算部２０１が演算した効率値に基づき、上記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める。この燃料損失コスト演算部２０２は、例えば、以下の式（３）、式（４）および式（５）を用いて演算される。   Based on the efficiency value calculated by the efficiency calculation unit 201, the fuel loss cost calculation unit 202 obtains the fuel loss cost due to the excessive consumption of fuel accompanying the decrease in efficiency. The fuel loss cost calculation unit 202 is calculated using, for example, the following expressions (3), (4), and (5).

上記式（３）は、効率演算部２０１が演算したボイラ室効率ηｂ、およびタービン室効率ηtに基づき、効率の低下によって過剰に消費した燃料の流量を求める式である。ここでは、発電ユニットを構成する機器のうち、ボイラの効率低下を例示する。ボイラ室効率基準値ηｂ０に対する実際の効率ηｂの偏差から、過剰燃料消費量を求める。ここで、ボイラ室効率基準値ηｂ０は、負荷や石炭組成などの運転条件で補正された値を使用する。   The above equation (3) is an equation for obtaining the flow rate of the fuel that is excessively consumed due to the decrease in efficiency based on the boiler chamber efficiency ηb and the turbine chamber efficiency ηt calculated by the efficiency calculation unit 201. Here, the efficiency reduction of a boiler is illustrated among the apparatuses which comprise a power generation unit. The excess fuel consumption is obtained from the deviation of the actual efficiency ηb from the boiler room efficiency reference value ηb0. Here, the boiler room efficiency reference value ηb0 uses a value corrected by operating conditions such as load and coal composition.

上記式（４）は、過剰燃料消費量をコストに換算する式である。この換算に使用する燃料単価の情報は、燃料単価データベース１０３に格納されている。本実施形態では、例えば図３に示すように、燃料単価データベース１０３には、炭種（燃料の種類）と、炭種ごとに割り当てられた燃料コードと、燃料コードに対応する燃料単価とが格納されている。これらを用い、燃料損失コスト演算部２０２は、炭種コードに対応する燃料単価のデータを取り込み、過剰燃料消費量に対する燃料コストを演算する。上記式（４）で求められる損失コストは、時間当たりの損失コストであり、発電ユニットの運転条件と効率劣化の状態に応じた瞬時値を表している。   The above equation (4) is an equation for converting excess fuel consumption into cost. Information on the fuel unit price used for this conversion is stored in the fuel unit price database 103. In the present embodiment, for example, as shown in FIG. 3, the fuel unit price database 103 stores the coal type (fuel type), the fuel code assigned to each coal type, and the fuel unit price corresponding to the fuel code. Has been. Using these, the fuel loss cost calculation unit 202 takes in the fuel unit price data corresponding to the coal type code, and calculates the fuel cost for the excess fuel consumption. The loss cost obtained by the above equation (4) is a loss cost per hour, and represents an instantaneous value according to the operating condition of the power generation unit and the state of efficiency deterioration.

上記式（５）は、現在（損失コストの演算時を示す。以下同じ）までに生じた損失コストの総額を求める式である。この式を用い、定期検査（本明細書では「定検」とも称する）直後などを基準として、式（４）で求めた時間当たりの損失コストを累積することにより、効率劣化によって生じた損失コストを求める。   The above equation (5) is an equation for obtaining the total amount of loss cost that has occurred up to now (showing the time of loss cost calculation; the same applies hereinafter). By using this formula and accumulating the loss cost per hour calculated by formula (4) based on the period immediately after periodic inspection (also referred to as “regular inspection” in this specification), the loss cost caused by efficiency degradation Ask for.

以上のようにして燃料損失コスト演算部２０２にて演算された損失コストの演算結果は、燃料損失コストデータベース１０４に時系列に格納される。   The loss cost calculation result calculated by the fuel loss cost calculation unit 202 as described above is stored in the fuel loss cost database 104 in time series.

燃料損失コスト予測部２０３は、効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める。ここで、効率の変化（低下）に伴う燃料損失コストのトレンドを求めるときの概念について図４を参照して説明する。図４（ａ）は、横軸が効率評価の基準とする定検直後からの経過時間であり、経過時間と燃料損失コスト（燃料損失コスト演算部２０２が出力した時間当たりの損失コスト）との関係を示している。   The fuel loss cost prediction unit 203 obtains a trend of the fuel loss cost from the tendency of the efficiency to change, and obtains the fuel loss cost predicted to occur at the next maintenance work from the trend. Here, the concept for obtaining the trend of the fuel loss cost accompanying the change (decrease) in efficiency will be described with reference to FIG. In FIG. 4A, the horizontal axis is the elapsed time immediately after the regular inspection, which is the efficiency evaluation reference, and the elapsed time and the fuel loss cost (loss cost per hour output by the fuel loss cost calculation unit 202). Showing the relationship.

ところで、部分負荷運転などを実施する場合、効率劣化の進行速度も変わり、例えば低負荷ほど使用する石炭の量も少ないので付着する汚れの量も少なくなって効率劣化の進行速度が一時的に抑えられる。燃料損失コスト予測部２０３ではこのような一時的な影響を除外するため、例えば図４（ｂ）に示すように、横軸を定検直後からの電力量に変換して燃料損失コストの変化傾向を把握する。図４（ｂ）の例では、直線近似したときの傾きによって、時間当たり燃料損失コストの増加速度、すなわち効率低下の進行速度を評価している。   By the way, when performing partial load operation etc., the progress rate of efficiency deterioration also changes, for example, the lower the load, the smaller the amount of coal used, so the amount of dirt that adheres also decreases, and the progress rate of efficiency degradation is temporarily suppressed. It is done. In order to exclude such a temporary influence in the fuel loss cost prediction unit 203, for example, as shown in FIG. 4B, the horizontal axis is converted into the electric energy immediately after the regular inspection, and the change tendency of the fuel loss cost To figure out. In the example of FIG. 4B, the rate of increase in fuel loss cost per hour, that is, the rate of progress of efficiency reduction is evaluated based on the slope when approximated by a straight line.

この燃料損失コスト予測部２０３は、例えば、以下の式（６）、式（７）および式（８）を用いた演算により将来発生するであろう燃料損失コストを予測する。   The fuel loss cost prediction unit 203 predicts a fuel loss cost that will occur in the future, for example, by calculation using the following formulas (6), (7), and (8).

上記式（６）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の累積電力量Ｐ(Ｔ)の予測値を求める式である。この式では、発電負荷の計画値Ｗ(Ｔ)が使用される。なお、上記発電負荷の計画値に関するデータは、運転計画データベース１０５（図１参照）において、図５に示すように、発電ユニットごとに格納されている。例えば図５の例では、Ｂ発電所のユニット１において、２０１５年１２月１日の１９時に１，０００ＭＷ、１時間後の２０時に３００ＭＷまで負荷を低下し、３００ＭＷの負荷で翌日２０１５年１２月２日の７時まで運転し、１時間後の８時には１，０００ＭＷまで負荷を上昇する、という発電負荷の計画値が運転計画データベース１０５に格納されている。   The above expression (6) is an expression for obtaining a predicted value of the accumulated electric energy P (T) after the lapse of T time with the current as a reference. In this equation, the planned value W (T) of the power generation load is used. In addition, the data regarding the planned value of the power generation load is stored for each power generation unit in the operation plan database 105 (see FIG. 1) as shown in FIG. For example, in the example of FIG. 5, in Unit 1 of the B power plant, the load is reduced to 1,000 MW at 19:00 on December 1, 2015, and 1 hour later at 20:00 to 300 MW. The operation plan database 105 stores a plan value of the power generation load that operates until 7 o'clock on the 2nd and increases the load to 1,000 MW at 8 o'clock one hour later.

上記式（７）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の時間当たり燃料損失コストＣｐ(Ｔ)の予測値を求める式である。式（７）において、時間当たり燃料損失コストの変化率ａは、図４(ｂ)に示したように、燃料損失コストの変化を直線近似したときの傾きである。今後（損失コストの演算時以降）の燃料損失コストの変化は変化率ａに従うと仮定してこれを用いる。これにより、上記燃料損失コストＣｐ(Ｔ)の予測値は、上記式（７）に示すように、燃料損失コスト演算部２０２が求めた現在の時間当たり燃料損失コストＣ０に、現在からの累積電力量Ｐ（Ｔ）に応じて加算することで求められる。 The above expression (7) is an expression for obtaining a predicted value of the fuel loss cost Cp (T) per hour after the lapse of T time with the current as a reference. In equation (7), the rate of change a of fuel loss cost per hour is a slope when the change in fuel loss cost is linearly approximated, as shown in FIG. The change in the fuel loss cost in the future (after the calculation of the loss cost) is used on the assumption that the change rate a follows. As a result, the predicted value of the fuel loss cost Cp (T) is accumulated from the present time to the current fuel loss cost C 0 obtained by the fuel loss cost calculation unit 202 as shown in the equation (7). It is obtained by adding according to the electric energy P (T).

上記式（８）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の燃料損失コストＬｐ(Ｔ)の予測値である。上記予測値は、式（７）で求めた時間当たりの燃料損失コストの累積値となる。具体的には、上記予測値は、上記式（８）に示すように、燃料損失コスト演算部２０２が求めた現在の燃料損失コストＬ０に対して加算していくことで求められる。 The above equation (8) is a predicted value of the fuel loss cost Lp (T) after the elapse of T time with the current as a reference. The predicted value is a cumulative value of the fuel loss cost per time obtained by Expression (7). Specifically, the predicted value is obtained by adding to the current fuel loss cost L 0 obtained by the fuel loss cost calculation unit 202 as shown in the above equation (8).

このように、当該システムＳ１が燃料損失コスト予測部２０３を備えていることで、保守作業時における損失コストをより正確に把握することができ、より適切な保守計画を立案することができる。なお、燃料損失コスト予測部２０３にて演算された燃料損失コストの予測値の演算結果は、燃料損失コストデータベース１０４に時系列に格納される。   As described above, since the system S1 includes the fuel loss cost prediction unit 203, the loss cost during the maintenance work can be grasped more accurately, and a more appropriate maintenance plan can be formulated. The calculation result of the predicted value of the fuel loss cost calculated by the fuel loss cost prediction unit 203 is stored in the fuel loss cost database 104 in time series.

損失コスト演算部２０４は、燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める。この損失コストは、例えば、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である。上記燃料損失コストとしては、燃料損失コスト演算部２０２により求めた燃料損失コスト、または燃料損失コスト予測部２０３により求めた燃料損失コストのいずれかを採用することができる。なお、保守作業費用は、発電ユニットの効率改善を目的とする費用であって、例えば、発電ユニットを構成する機器を洗浄するための人件費、資材費等のような保守作業に必要な全ての費用の合計額である。   The loss cost calculation unit 204 obtains a loss cost for each power generation unit based on the fuel loss cost and the maintenance work cost for improving the efficiency. This loss cost is, for example, the difference between the fuel loss cost and the maintenance work cost in each power generation unit. As the fuel loss cost, either the fuel loss cost obtained by the fuel loss cost calculation unit 202 or the fuel loss cost obtained by the fuel loss cost prediction unit 203 can be adopted. The maintenance work cost is for the purpose of improving the efficiency of the power generation unit. For example, the maintenance work cost is all costs required for maintenance work such as labor costs and material costs for cleaning the equipment that constitutes the power generation unit. This is the total cost.

本実施形態では、燃料損失コストとして燃料損失コスト予測部２０３により求めたものを例示する。したがって、当該システムＳ１は、燃料損失コスト予測部２０３にて求めた燃料損失コストのトレンドから、各ユニットの定検開始日（計画期間）における燃料損失コストの値を予測し、この値とボイラ保守費用との差分を損失コストとして演算する。これにより、総コストを低減する上で、発電ユニットごとにより適切な保守作業の時期を把握することができる。   In the present embodiment, the fuel loss cost obtained by the fuel loss cost prediction unit 203 is illustrated as an example. Therefore, the system S1 predicts the value of the fuel loss cost at the regular inspection start date (planned period) of each unit from the trend of the fuel loss cost obtained by the fuel loss cost prediction unit 203, and this value and boiler maintenance The difference from the cost is calculated as the loss cost. Thereby, in reducing the total cost, it is possible to grasp the appropriate maintenance work timing for each power generation unit.

なお、発電ユニットごとの損失コストが最小となる条件は、図６に示すように、燃料損失コストと保守作業費用とが一致する時点である。上述した発電ユニット別の損失コストは、発電ユニット別損失データベース１０６に格納される。   Note that the condition for minimizing the loss cost for each power generation unit is when the fuel loss cost and the maintenance work cost coincide as shown in FIG. The above-mentioned loss cost for each power generation unit is stored in the power generation unit loss database 106.

総コスト演算部２０５は、各発電ユニットの損失コストに基づき複数の発電ユニット全体の総コストを求める。この総コスト演算部２０５は、損失コスト演算部２０４が算出した発電ユニットごとの損失コストを合算して損失コストの合計額を算出する。これにより、発電ユニット群全体のコストを把握することができる。   The total cost calculation unit 205 obtains the total cost of the plurality of power generation units as a whole based on the loss cost of each power generation unit. The total cost calculation unit 205 calculates the total loss cost by adding the loss costs for each power generation unit calculated by the loss cost calculation unit 204. Thereby, the cost of the whole power generation unit group can be grasped.

制約条件処理部２０６は、電力および保守作業員数のそれぞれについて、時期ごとに、予測される需要量と確保可能な供給量との差分を計算する。この制約条件処理部２０６は、図１に示すように、供給可能電力算出部２０７と、保守作業員数算出部２０８とを有している。   The constraint condition processing unit 206 calculates the difference between the predicted demand amount and the supply amount that can be secured for each period for each of the electric power and the number of maintenance workers. As illustrated in FIG. 1, the constraint condition processing unit 206 includes a suppliable power calculation unit 207 and a maintenance worker number calculation unit 208.

供給可能電力算出部２０７は、予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める。具体的には、定検データベース１０７に格納されている各ユニットの定検工程に関する情報、プラント情報データベース１０９に格納されている各発電所の各ユニットの定格電力と定検作業に必要な人員の情報（図１４参照）等のデータを用い、運転可能なユニット、すなわち定検中ではないユニットの定格電力を合計して電力の供給可能量が計算される。   The suppliable power calculation unit 207 obtains power that can be supplied to the entire power generation unit group based on the maintenance plan in a time series so that it can be compared with the predicted trend of power demand. Specifically, information on the regular inspection process of each unit stored in the regular inspection database 107, the rated power of each unit of each power plant stored in the plant information database 109, and the personnel required for regular inspection work Using data such as information (see FIG. 14), the power supply possible amount is calculated by summing the rated powers of units that can be operated, that is, units that are not in regular inspection.

保守作業員数算出部２０８は、予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める。具体的には、定検データベース１０７に格納されている各ユニットの定検工程に関する情報、作業員データベース１０８に格納されている事前に入力された定検での作業員の確保人数の情報（図１３参照）の情報、プラント情報データベース１０９に格納されている各発電所の各ユニットの定格電力と定検作業に必要な人員の情報（図１４参照）等のデータを用い、上記必要とされる保守作業員数が計算される。   The maintenance worker number calculation unit 208 obtains the number of maintenance workers required in the entire power generation unit group based on the maintenance plan in a time series so that it can be compared with the predicted trend of the number of maintenance workers that can be secured. Specifically, information on the regular inspection process of each unit stored in the regular inspection database 107, information on the number of workers secured in the regular inspection entered in advance in the worker database 108 (see FIG. 13), the rated power of each unit of each power plant stored in the plant information database 109, and data such as information on personnel necessary for regular inspection work (see FIG. 14), etc. The number of maintenance workers is calculated.

また、上述した制約条件処理部２０６は、電力に関し、上述の供給可能電力算出部２０７にて求められた電力と、電力需要データベース１１０から取得した例年の電力需要を踏まえて事前に入力された需要の予測値（図１２参照）とからその差分を計算する。また、制約条件処理部２０６は、保守作業員数に関し、上述の保守作業員数算出部２０８にて求められた保守作業員数と、作業員データベース１０８から取得した事前に入力された定検での作業員の確保人数（図１３参照）とからその差分を計算する。なお、制約条件処理部２０６で算出された電力および保守作業員数に関する上述のデータは、制約条件データベース１１１に格納される。   In addition, the above-described constraint condition processing unit 206 relates to power, the demand input in advance based on the power obtained by the above-described suppliable power calculation unit 207 and the annual power demand acquired from the power demand database 110. The difference is calculated from the predicted value (see FIG. 12). Further, the constraint condition processing unit 206 relates to the number of maintenance workers, the number of maintenance workers obtained by the above-mentioned maintenance worker number calculation unit 208, and the workers in the regular inspection that have been input from the worker database 108 in advance. The difference is calculated from the secured number of people (see FIG. 13). The above-described data regarding the power and the number of maintenance workers calculated by the constraint condition processing unit 206 is stored in the constraint condition database 111.

このように、制約条件処理部２０６が上述の供給可能電力算出部２０７を有しかつ上記電力の差分を計算することで、当該システムＳ１は、供給可能な電力が電力需要を満たしているか否かを確認することができ、電力供給量が不足するのを確実に回避することができる。また、制約条件処理部２０６が上述の保守作業員数算出部２０８を有しかつ上記作業員数の差分を計算することで、当該システムＳ１は、作業員が充足しているか否かを確認することができ、作業員が不足するのを確実に回避することができる。   As described above, the constraint condition processing unit 206 includes the above-described suppliable power calculation unit 207 and calculates the difference between the above powers, so that the system S1 can determine whether or not the suppliable power satisfies the power demand. Thus, it is possible to reliably avoid a shortage of power supply. Further, the constraint condition processing unit 206 includes the above-described maintenance worker number calculation unit 208 and calculates the difference in the number of workers, so that the system S1 can confirm whether or not the worker is satisfied. It is possible to reliably avoid the shortage of workers.

次に、発電ユニット群の保守計画を行う手順の一例について説明する。保守計画は、例えばプラント運用に関する制約条件を考慮した上で、発電所の各ユニットの保守作業の実施日をなるべく最適日に近い時期に設定しながら、総コストを低減するように決定される。以下、保守計画の最適化処理について説明する。   Next, an example of a procedure for performing a maintenance plan for the power generation unit group will be described. The maintenance plan is determined so as to reduce the total cost while setting the implementation date of the maintenance work for each unit of the power plant as close to the optimum date as possible, taking into account, for example, the constraints related to plant operation. The maintenance plan optimization process will be described below.

図７は、図１の入出力装置２００における操作画面（定検工程の修正前の画面）の一例を示す概略図である。操作画面Ｇ１には、図７に示すように、各発電所における各ユニットの定検工程が表示されている。この操作画面Ｇ１は、事前に計画された工程を示しており、最適化前の状態である。発電ユニットには法定点検期限があり、日本国内におけるボイラは上記期限が２年である。つまり、定検をしないでボイラを運転できるのは２年が上限である。図７に示す操作画面Ｇ１上には、法定点検期限が表示されている。   FIG. 7 is a schematic diagram illustrating an example of an operation screen (screen before correction of the regular inspection process) in the input / output device 200 of FIG. As shown in FIG. 7, the operation screen G1 displays the regular inspection process for each unit at each power plant. This operation screen G1 shows a process planned in advance, and is in a state before optimization. The power generation unit has a legal inspection deadline, and the above deadline is 2 years for boilers in Japan. In other words, the upper limit of two years that the boiler can be operated without regular inspection. A legal inspection deadline is displayed on the operation screen G1 shown in FIG.

また、この操作画面Ｇ１には、上述の演算によって得られた損失コストが表示され、保守計画を修正した場合には更に上記修正により算出される損失コストの増減額（工程修正後増減額）が表示される。ここで、図７の操作画面Ｇ１は、工程を修正する前の状態であるため、工程修正後増減額は表示されていない。また、上記操作画面上に表示されている定検期間等の情報は、図１に示す定検データベース１０７、発電ユニット別損失データベース１０６等に格納されている。なお、上述の定検データベース１０７には、各発電所のユニットごとに、定検開始日と終了日（当初に計画された定検期間、および当該システムＳ１による修正後の定検期間）、法定点検期限、ボイラ保守費用等が格納され、発電ユニット別損失データベース１０６には、上述した発電ユニット別損失コストが格納されている。   Further, the loss cost obtained by the above calculation is displayed on the operation screen G1, and when the maintenance plan is corrected, the increase / decrease amount of the loss cost calculated by the above correction (the increase / decrease amount after the process correction) is also displayed. Is displayed. Here, since the operation screen G1 in FIG. 7 is in a state before the process is corrected, the increase / decrease amount after the process correction is not displayed. Information such as the regular inspection period displayed on the operation screen is stored in the regular inspection database 107, the power generation unit-specific loss database 106, and the like shown in FIG. In the above-mentioned regular inspection database 107, for each unit of each power plant, the regular inspection start date and end date (the originally scheduled regular inspection period and the regular inspection period after correction by the system S1), the legal The inspection deadline, boiler maintenance costs, and the like are stored, and the power generation unit loss database 106 stores the power generation unit loss costs described above.

次に、保守計画（工程）の修正について説明する。ここで、図７に示す発電ユニット群のうち、修正するユニットとして発電所Ａのユニット２を選択した一例を説明する。当初の計画では２０１５年５月２０日から２０１５年７月１０日までの期間に定検を予定していたが、この期間を２０１５年４月１日から２０１５年５月２０までの期間に前倒しとなるように修正している。   Next, correction of the maintenance plan (process) will be described. Here, an example will be described in which the unit 2 of the power plant A is selected as the unit to be corrected from the power generation unit group shown in FIG. In the original plan, the regular inspection was scheduled for the period from May 20, 2015 to July 10, 2015, but this period was advanced to the period from April 1, 2015 to May 20, 2015. It is corrected to become.

その際、図８に示すように、定検開始日を損失コストが最小となる日（最適日）に近づくように修正される。その結果、ユニット２の損失コストは２２５Ｍ￥から５Ｍ￥に減少し、２２０Ｍ￥のコスト削減効果が得られることが分かる。図９は、図１の定検データベース１０７の構成の一例を示す概略図である。上述した修正後の定検工程が登録されると、修正後の工程のデータは、図９に示すように、損失コスト演算部２０４から上述した定検データベース１０７に格納される。   At that time, as shown in FIG. 8, the regular inspection start date is corrected so as to approach the date (optimal date) at which the loss cost is minimized. As a result, it can be seen that the loss cost of the unit 2 is reduced from 225 M ¥ to 5 M ¥, and a cost reduction effect of 220 M ¥ is obtained. FIG. 9 is a schematic diagram showing an example of the configuration of the regular inspection database 107 of FIG. When the corrected regular inspection process described above is registered, the data of the corrected process is stored in the regular inspection database 107 described above from the loss cost calculation unit 204, as shown in FIG.

次に、上述した発電所Ａのユニット２についての工程の修正を盛り込んだ発電ユニット群全体の保守計画を表示する。その際、総コスト演算部２０５は、損失コスト演算部２０４が算出した発電ユニットごとの損失コストを合算して複数の発電ユニット全体の総コストを求める。図１０は、図１の入出力装置２００における操作画面Ｇ３（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。この図に示すように、発電所Ａのユニット２の工程が早い時期に修正されており、この修正に伴う損失コストと工程修正後の増減額が操作画面Ｇ３に表示されている。なお、詳述はしていないが、発電所Ａのユニット２の工程と入れ替えるするように、発電所Ｂのユニット２の工程が遅い時期に修正されている。このような操作を行うことで、複数ユニットの定検が集中することを避けながら、複数の発電ユニット全体の総コストを削減することができる。   Next, the maintenance plan for the entire power generation unit group including the process correction for the unit 2 of the power plant A described above is displayed. At that time, the total cost calculation unit 205 adds up the loss costs for each power generation unit calculated by the loss cost calculation unit 204 to obtain the total cost of the plurality of power generation units as a whole. FIG. 10 is a schematic diagram illustrating an example of the operation screen G3 (screen after correction of the regular inspection process) in the input / output device 200 of FIG. As shown in this figure, the process of the unit 2 of the power plant A is corrected at an early stage, and the loss cost associated with the correction and the increase / decrease amount after the process correction are displayed on the operation screen G3. Although not described in detail, the process of the unit 2 of the power plant B is corrected at a later time so as to replace the process of the unit 2 of the power plant A. By performing such an operation, it is possible to reduce the total cost of the plurality of power generation units as a whole while avoiding concentration of regular inspections of the plurality of units.

次に、プラント運用上の観点から、修正後の工程で支障がないか否かを確認する。図１１は、図１の入出力装置２００における操作画面（電力供給量および保守作業人員の確認用の画面）の一例を示す概略図である。本実施形態では、電力供給量、および定検作業の保守作業人員の確認が例示されている。具体的には、電力需要の予測値および供給可能電力算出部２０７にて求められた供給可能な電力、並びに確保可能な作業人員数および保守作業員数算出部２０８にて求められた必要とされる保守作業員数が、それぞれ時系列で操作画面Ｇ４に表示されている。   Next, from the viewpoint of plant operation, it is confirmed whether or not there is no problem in the process after correction. FIG. 11 is a schematic diagram illustrating an example of an operation screen (a screen for confirming the amount of power supply and maintenance personnel) in the input / output device 200 of FIG. In this embodiment, confirmation of the power supply amount and the maintenance work personnel of the regular inspection work is illustrated. Specifically, the predicted value of power demand, the suppliable power calculated by the suppliable power calculator 207, and the required number of workers and maintenance workers calculated that can be secured are required. The number of maintenance workers is displayed on the operation screen G4 in time series.

ここで、当該システムＳ１は、発電ユニットごとに運転計画を設定できるように、発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部（不図示）を更に備え、供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求めるようにしてもよい。具体例として、例えば図１５には、昼間が定格負荷１，０００ＭＷ、夜間が部分負荷３００ＭＷの運転計画が例示されている。このような運転計画がユーザにより登録されると、このデータに合わせて燃料損失コスト予測部２０３が予測を行う。上述したように、効率低下による燃料損失コストの進行速度は電力量に応じて変わるため、低負荷での運転計画に変更すれば燃料損失コストの時間的な変化率は緩やかになる。このように、当該システムＳ１が供給電力修正部を更に備えていることで、当初の運転計画を修正することができ、上記修正に基づき総コストの確実な低減を図ることができる。   Here, the system S1 further includes a supply power correction unit (not shown) that corrects the power that can be supplied to each power generation unit so that an operation plan can be set for each power generation unit. The total cost may be obtained again based on the planned power. As a specific example, for example, FIG. 15 illustrates an operation plan with a rated load of 1,000 MW during the day and a partial load of 300 MW during the night. When such an operation plan is registered by the user, the fuel loss cost prediction unit 203 performs prediction according to this data. As described above, since the speed of progress of the fuel loss cost due to the reduction in efficiency changes according to the amount of electric power, if the operation plan is changed to a low load, the temporal change rate of the fuel loss cost becomes moderate. Thus, since the system S1 further includes the supply power correction unit, the initial operation plan can be corrected, and the total cost can be surely reduced based on the correction.

また、当該システムＳ１は、総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部２１０を更に備え、上記自動計画部２１０が供給可能電力算出部２０７にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部２０８にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案するようにしてもよい。   The system S1 further includes an automatic planning unit 210 that automatically plans maintenance of the power generation unit group based on the total cost, and the automatic planning unit 210 calculates power that can be obtained in time series by the suppliable power calculation unit 207. The total cost is less than or equal to the predicted power demand and the predicted number of maintenance workers that can be secured is equal to or greater than the number of maintenance workers obtained in time series by the maintenance worker number calculation unit 208. A maintenance plan may be drafted so as to be the minimum value.

自動計画部２１０は、例えば図１に示す最適化処理部２１１により構成されている。最適化処理部２１１は、総コスト演算部２０５により算出された総コストを評価関数としてこれを最小に近づけると共に、制約条件処理部２０６により算出される電力供給量および保守作業人員がマージンを持って確保され、かつ定検時期が定検データベース１０７から取得した法定点検期限を超えないように、運転計画を決定する。   The automatic planning unit 210 is configured by, for example, an optimization processing unit 211 illustrated in FIG. The optimization processing unit 211 uses the total cost calculated by the total cost calculation unit 205 as an evaluation function to bring it close to the minimum, and the power supply amount calculated by the constraint condition processing unit 206 and the maintenance personnel have a margin. The operation plan is determined so that the fixed inspection time does not exceed the legal inspection deadline acquired from the periodic inspection database 107.

上記運転計画を自動で決定する手法としては、例えば、整数計画法をベースとしたスケジューリング処理によって自動的に演算する手法等が挙げられる。この手法では、各ユニットに対して、定検を実施する日を１、実施しない日を０と定義する。これにより、日毎の１と０の並びが各ユニットの運転計画を表す。上記スケジューリング処理では、評価関数が最小、かつ制約条件を満たすように、１と０の並びを求める。なお、より効率的に最適解を探索するためのスケジューリング手法として、一般的手法である分枝限定法、あるいは遺伝的アルゴリズムを用いた方法など、種々の方法を適宜採用することができる。   As a method of automatically determining the operation plan, for example, a method of automatically calculating by a scheduling process based on an integer programming method can be cited. In this method, for each unit, the day when the regular inspection is performed is defined as 1, and the day when the regular inspection is not performed is defined as 0. Thereby, the arrangement of 1 and 0 for each day represents the operation plan of each unit. In the scheduling process, a sequence of 1s and 0s is obtained so that the evaluation function is minimum and the constraint condition is satisfied. Note that various methods such as a branch and bound method, which is a general method, or a method using a genetic algorithm, can be appropriately employed as a scheduling method for searching for an optimal solution more efficiently.

このように、当該システムＳ１が自動計画部２１０を備えていることで、迅速かつ確実に保守計画を立案することができる。   As described above, since the system S1 includes the automatic planning unit 210, a maintenance plan can be drawn up quickly and reliably.

［第２の実施形態］
第２の実施形態に係るシステムは、燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる。この第２の実施形態は、各発電ユニットを構成する機器ごとに保守作業を実施するか否かを選択する点で、第１の実施形態と異なっている。具体的には、第１の実施形態ではボイラ全体の効率から燃料損失コストを求めて当該ボイラ全体の保守作業を実施したが、第２の実施形態では火炉等の熱交換器ごとの燃料損失コストを求めて保守が必要な機器を選択する。 [Second Embodiment]
In the system according to the second embodiment, the fuel loss cost and the maintenance work cost are obtained based on whether or not the maintenance work is performed for each device constituting the power generation unit. The second embodiment is different from the first embodiment in that it is selected whether or not maintenance work is performed for each device constituting each power generation unit. Specifically, in the first embodiment, the fuel loss cost is obtained from the efficiency of the entire boiler and the maintenance work for the entire boiler is performed. In the second embodiment, the fuel loss cost for each heat exchanger such as a furnace is used. To select a device that requires maintenance.

以下、第２の実施形態について、図１６〜図１８を参照して説明する。なお、当該システムＳ２は、データベースの構成および一部の演算内容を除き、図１の構成と同じであるため、図１のものを援用する。また、以下の説明以外は、第１の実施形態のものと同様であるため、第１の実施形態の説明を援用して省略する。   Hereinafter, the second embodiment will be described with reference to FIGS. 16 to 18. The system S2 is the same as the configuration in FIG. 1 except for the configuration of the database and some of the calculation contents, and therefore the system S2 is used. In addition, since the description other than the following is the same as that of the first embodiment, the description of the first embodiment is incorporated and omitted.

本実施形態における保守作業内容の修正時の操作画面の一例を図１６に示す。この操作画面Ｇ６では、ボイラを構成する各種熱交換器としての火炉、二次過熱器、三次過熱器、再熱器、一次過熱器、節炭器ごとに、燃料損失コストの予測値（ここでは、現在計画されている定検開始時点の燃料損失コストの予測値）が表示されている。また、この操作画面Ｇ６には、各種熱交換器ごとに、洗浄等の保守作業を省略したときの保守作業費用の削減可能費用および定検期間の短縮可能日数も併せて表示されている。   An example of the operation screen at the time of correction of the maintenance work content in this embodiment is shown in FIG. In this operation screen G6, the estimated value of the fuel loss cost (here, the furnace, secondary superheater, tertiary superheater, reheater, primary superheater, and economizer as various heat exchangers constituting the boiler) The predicted value of the fuel loss cost at the start of the regular inspection scheduled at present) is displayed. In addition, the operation screen G6 also displays, for each heat exchanger, the maintenance work cost that can be reduced when the maintenance work such as cleaning is omitted and the number of days that the regular inspection period can be shortened.

この操作画面Ｇ６では、火炉の燃料損失コスト予測が小さい上、洗浄作業を省略したときの削減可能費用が大きくかつ定検の短縮可能日数も長い。したがって、今回の定検では、火炉の洗浄作業を省略するなどの判断ができる。保守作業を省略する熱交換器は、作業省略のチェックボタンを押下してデータを登録する。これにより、洗浄作業が省略された条件下で、保守計画の最適化を行うことができる。   In this operation screen G6, the fuel loss cost prediction of the furnace is small, the cost that can be reduced when the cleaning operation is omitted is large, and the number of days that can be shortened for regular inspection is also long. Therefore, in this regular inspection, it can be determined that the cleaning operation of the furnace is omitted. A heat exchanger that omits maintenance work registers data by pressing the check button for omitting work. Thereby, the maintenance plan can be optimized under the condition that the cleaning operation is omitted.

当該システムＳ２の定検データベース１０７には、図１７に示すように、図９のデータに加え、火炉や二次過熱器などの各種熱交換器の保守作業（洗浄作業）を省略したときの削減費用および定検作業の短縮可能日数のデータが追加されている。なお、これらのデータが上述した操作画面Ｇ６に表示されるデータとなる。また、当該システムＳ２のプラント情報データベース１０９には、図１８に示すように、図４のデータに加え、定検日数が追加されている。   In the regular inspection database 107 of the system S2, as shown in FIG. 17, in addition to the data of FIG. 9, the reduction when maintenance work (cleaning work) of various heat exchangers such as a furnace and a secondary superheater is omitted. Data on costs and the number of days that can be shortened for regular inspection work has been added. These data are data displayed on the operation screen G6 described above. In addition, as shown in FIG. 18, the number of regular inspection days is added to the plant information database 109 of the system S2 in addition to the data of FIG.

当該システムＳ２では、まず、効率演算部２０１において、下記式（９）を用い、伝熱効率の指標となる各熱交換器の熱貫流率を計算する。   In the system S2, first, in the efficiency calculation unit 201, the following equation (9) is used to calculate the heat flow rate of each heat exchanger that is an index of heat transfer efficiency.

ここで、各種熱交換器の配管に汚れが付着するとその度合いに応じて伝熱効率が低下し、その結果、熱貫流率の値も低下する。そこで、燃料損失コスト演算部２０２は、算出した熱貫流率の現在値と基準値との差から、配管の汚れによって過剰に消費した燃料流量を求める。具体的には、ボイラのヒートバランス計算を実施し、各熱交換器の熱貫流率の低下量に応じたボイラ室効率の低下量を求め、これを燃料流量に換算する。   Here, when dirt adheres to the pipes of various heat exchangers, the heat transfer efficiency is lowered according to the degree thereof, and as a result, the value of the heat transmissivity is also lowered. Therefore, the fuel loss cost calculation unit 202 obtains the fuel flow rate that is excessively consumed due to the contamination of the piping, based on the difference between the calculated current value of the heat transmissivity and the reference value. Specifically, the heat balance calculation of the boiler is performed, the amount of decrease in the boiler chamber efficiency corresponding to the amount of decrease in the heat transmissibility of each heat exchanger is obtained, and this is converted into the fuel flow rate.

次いで、第１の実施形態と同様に、燃料損失コスト演算部２０２が、上述の過剰に消費した燃料流量の値を用いて現在までの燃料損失コストを求めた後、燃料損失コスト予測部２０３が、次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める。   Next, as in the first embodiment, after the fuel loss cost calculation unit 202 obtains the fuel loss cost up to the present time using the above-described excessively consumed fuel flow value, the fuel loss cost prediction unit 203 The fuel loss cost that is expected to occur during the next maintenance work is obtained.

次いで、図１６に示す操作画面Ｇ６において、例えば火炉の作業省略を選択すると、保守費用の削減可能費用として５０Ｍ￥、定検の短縮可能日数として７日の情報が反映され、図９に示す定検データベース１０７に格納された保守費用から５０Ｍ￥が差し引かれ、かつ定検終了日が７日分前倒しされると共に、総コスト演算部２０５により総コストが改訂される。なお、第１の実施形態と同様に、自動計画部２１０において最適化処理部２１１により総コストが最小値となるようにしてもよい。   Next, in the operation screen G6 shown in FIG. 16, for example, if the operation of the furnace is omitted, information of 50 M ¥ as the maintenance cost reduction possible and 7 days as the number of days that can be shortened for the regular inspection are reflected. 50 M ¥ is subtracted from the maintenance cost stored in the inspection database 107 and the regular inspection end date is advanced by 7 days, and the total cost calculation unit 205 revises the total cost. Note that, as in the first embodiment, the total cost may be minimized by the optimization processing unit 211 in the automatic planning unit 210.

このように、当該システムＳ２は、燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められるので、優先度の低い機器の保守を除外する分、保守作業費用および保守期間を低減することができ、総コストを効果的に低減することができる。   In this way, the system S2 excludes maintenance of low-priority equipment because the fuel loss cost and maintenance work cost are obtained based on whether or not the maintenance work for each equipment constituting the power generation unit is performed. Minute, maintenance work cost and maintenance period can be reduced, and the total cost can be effectively reduced.

［第３の実施形態］
第３の実施形態に係るシステムは、発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている。この第３の実施形態は、負荷配分演算部を備えている点で、第１および第２の実施形態とは異なっている。以下、第３の実施形態について、図１９〜図２１を参照して説明する。なお、第１の実施形態と同様の部分には同一の符号を付してその詳細な説明を省略する。また、以下の説明以外は、第１の実施形態のものと同様であるため、第１の実施形態の説明を援用して省略する。 [Third Embodiment]
The system according to the third embodiment further includes a load distribution calculation unit that performs economic load distribution based on the correspondence relationship between the load of power and the fuel loss cost for each power generation unit. The third embodiment is different from the first and second embodiments in that it includes a load distribution calculation unit. Hereinafter, a third embodiment will be described with reference to FIGS. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part similar to 1st Embodiment, and the detailed description is abbreviate | omitted. In addition, since the description other than the following is the same as that of the first embodiment, the description of the first embodiment is incorporated and omitted.

当該システムＳ３は、図１９に示すように、概略的に、上記システムＳ１で説明したものと同様の構成と、プラント効率データベース１１２と、負荷配分演算部２１２と、負荷配分データベース１１３とにより構成されている。   As shown in FIG. 19, the system S3 is roughly configured by a configuration similar to that described in the system S1, the plant efficiency database 112, the load distribution calculation unit 212, and the load distribution database 113. ing.

プラント効率データベース１１２は、発電ユニットごとの燃料コストカーブの情報を格納する。上記「燃料コストカーブ」とは、図２０に示すように、発電出力と燃料コストとの対応関係を表す関数である。一般的に、発電出力が低くなるほど発電ユニットの効率が低下するので、出力当たりの燃料コストは増加する傾向がある。   The plant efficiency database 112 stores fuel cost curve information for each power generation unit. The “fuel cost curve” is a function representing the correspondence between the power generation output and the fuel cost, as shown in FIG. Generally, since the efficiency of the power generation unit decreases as the power generation output decreases, the fuel cost per output tends to increase.

負荷配分演算部２１２は、図１２に示すような電力需要データベース１１０に格納された電力需要予想に対して、複数ユニットに経済的負荷配分を実施したときの燃料コストを計算する。この負荷配分演算部２１２での処理では、図１４に示すようなプラント情報データベース１０９に格納された定格電力のデータ、および図９に示すような定検データベース１０７に格納された修正後の定検期間のデータを使用する。   The load distribution calculation unit 212 calculates the fuel cost when the economic load distribution is performed on a plurality of units with respect to the power demand forecast stored in the power demand database 110 as shown in FIG. In the processing by the load distribution calculation unit 212, the rated power data stored in the plant information database 109 as shown in FIG. 14 and the corrected periodic inspection stored in the periodic inspection database 107 as shown in FIG. Use period data.

負荷配分演算部２１２は、上記データを用い、例えば下記式（１０）で表される評価関数を用いて燃料コストを計算する。その際、Ｆ(Ｔ)の値が最小となるようにユニットｉと負荷Ｐｉとの組み合わせを決定することで、経済的負荷配分が行われる。なお、負荷配分演算部２１２にて計算された経済的負荷配分は、負荷配分データベース１１３に格納される。   The load distribution calculation unit 212 uses the above data to calculate the fuel cost using, for example, an evaluation function represented by the following formula (10). At that time, economic load distribution is performed by determining the combination of the unit i and the load Pi so that the value of F (T) is minimized. The economic load distribution calculated by the load distribution calculation unit 212 is stored in the load distribution database 113.

ここで、上記評価関数の制約条件としては、負荷Ｐｉの全ユニットの合計値が、時刻Ｔにおける電力需要Ｐ(Ｔ)と一致することである。なお、負荷Ｐｉは、発電ユニットが定検期間中でその運転を停止している場合、発電出力は得られないため負荷Ｐｉ＝０となる。一方、発電ユニットが定検期間中ではなく運転が可能な場合、負荷Ｐｉが所定範囲に入っていることである。上記所定範囲は、例えば、上限が定格電力の１００％、下限（最低出力）が定格出力の３０％を設定する。   Here, the constraint condition of the evaluation function is that the total value of all the units of the load Pi matches the power demand P (T) at time T. Note that, when the power generation unit stops its operation during the regular inspection period, the load Pi is 0 because the power generation output cannot be obtained. On the other hand, when the power generation unit can be operated instead of the regular inspection period, the load Pi is within a predetermined range. In the predetermined range, for example, the upper limit is set to 100% of the rated power, and the lower limit (minimum output) is set to 30% of the rated output.

さらに、負荷配分演算部２１２は、下記式（１１）を用い、Ｆ(Ｔ)を一定期間(例えば１年間)で累積し、この期間の燃料コストＦｔｏｔａｌを求めるようにしてもよい。 Furthermore, the load distribution calculation unit 212 may accumulate F (T) over a certain period (for example, one year) using the following equation (11), and obtain the fuel cost F total for this period.

上記式（１１）を用いて定検工程の修正前後の燃料コストをそれぞれ計算し、その差分を求めることで、年間の電力需要に対して経済的負荷配分を実施したときの燃料コストに対する定検工程修正の影響を評価することができる。   Using the above equation (11), calculate the fuel cost before and after the regular inspection process, and calculate the difference between them to determine the fuel cost when the economic load distribution is implemented for the annual power demand. The impact of process modification can be evaluated.

次に、当該システムＳ３の操作画面の一例を示す。図２１は、図１９の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。この操作画面Ｇ７には経済的負荷配分の行ったことによる総コストの変化も表示されている。この操作画面Ｇ７では、経済的負荷配分が負の値になっており、年間の電力需要に対して、低い発電効率をもつユニットの発電量が大きくなったことを示している。これに対し、高い発電効率をもつユニットの発電量が大きくなれば、経済的負荷配分は正の値になる。このように、当該システムＳ３は、経済的負荷配分を考慮したときの効果も併せて評価することができる。   Next, an example of the operation screen of the system S3 is shown. FIG. 21 is a schematic diagram illustrating an example of an operation screen (screen after correction of the regular inspection process) in the input / output device of FIG. The operation screen G7 also displays a change in the total cost due to the economic load distribution. In this operation screen G7, the economic load distribution has a negative value, which indicates that the power generation amount of the unit having low power generation efficiency has increased with respect to the annual power demand. On the other hand, if the power generation amount of a unit having high power generation efficiency increases, the economic load distribution becomes a positive value. Thus, the system S3 can also evaluate the effect when considering the economic load distribution.

なお、上述したような結果は、例えば発電ユニットによって運転年数が大きく異なるなどの理由によりユニットごとにプラント効率に差がある場合、なるべく効率の高い発電ユニットを選択して当該発電ユニットを長時間に亘って運転した方が全体として燃料コストをより低減できることを意味している。   Note that the results described above indicate that if there is a difference in plant efficiency for each unit, for example, because the operation years differ greatly depending on the power generation unit, select the power generation unit with the highest efficiency as much as possible, and This means that the fuel cost can be further reduced as a whole.

このように、当該システムＳ３は、発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部２１２を更に備えているので、発電ユニットごとの効率の違いを考慮して各発電ユニットが供給する電力を最適に割り振ることができ、総コストをより低減することができる。   As described above, the system S3 further includes the load distribution calculation unit 212 that performs economic load distribution based on the correspondence between the power load and the fuel loss cost for each power generation unit. Considering the difference, the power supplied by each power generation unit can be optimally allocated, and the total cost can be further reduced.

なお、本発明は、上述した実施形態の構成に限定されるものではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。   In addition, this invention is not limited to the structure of embodiment mentioned above, is shown by the claim, and intends that all the changes within the meaning and range equivalent to a claim are included. Is done.

例えば、上述した実施形態では、当該システムＳ１〜Ｓ３が燃料損失コスト予測部２０３、供給可能電力算出部２０７および保守作業員数算出部２０８のいずれをも備えているシステムについて説明したが、これらのいずれをも備えいてないシステムや、これらのうちのいずれか一部を備えているシステムも本発明の意図する範囲内である。   For example, in the above-described embodiment, the system S1 to S3 has been described with respect to the system including all of the fuel loss cost prediction unit 203, the suppliable power calculation unit 207, and the maintenance worker number calculation unit 208. A system that does not include any of these, or a system that includes any one of these is also within the scope of the present invention.

また、上述した実施形態では、損失コストが各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分であるシステムＳ１〜Ｓ３について説明したが、損失コストは上記差分に限定されるものではない。   In the above-described embodiment, the systems S1 to S3 in which the loss cost is the difference between the fuel loss cost and the maintenance work cost in each power generation unit have been described. However, the loss cost is not limited to the above difference.

Ｓ１〜Ｓ３ 発電ユニット群の保守計画支援システム
２０１ 効率演算部
２０２ 燃料損失コスト演算部
２０３ 燃料損失コスト予測部
２０４ 損失コスト演算部
２０５ 総コスト演算部
２０６ 制約条件処理部
２０７ 供給可能電力算出部
２０８ 保守作業員数算出部
２１０ 自動計画部
２１１ 最適化処理部
２１２ 負荷配分演算部 S1-S3 Power Generation Unit Group Maintenance Plan Support System 201 Efficiency Calculation Unit 202 Fuel Loss Cost Calculation Unit 203 Fuel Loss Cost Prediction Unit 204 Loss Cost Calculation Unit 205 Total Cost Calculation Unit 206 Constraint Condition Processing Unit 207 Supplyable Power Calculation Unit 208 Maintenance Number of workers calculation unit 210 Automatic planning unit 211 Optimization processing unit 212 Load distribution calculation unit

Claims (10)

複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、
前記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、
前記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、
燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、
前記損失コストに基づき前記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする発電ユニット群の保守計画支援システム。 A power generation unit group maintenance plan support system that supports a power generation unit group maintenance plan composed of a plurality of power generation units,
An efficiency calculator for analyzing the efficiency of each of the power generation units;
A fuel loss cost calculation unit for obtaining a fuel loss cost due to excessive consumption of fuel accompanying the decrease in efficiency;
A loss cost calculation unit for determining a loss cost for each power generation unit based on a fuel loss cost and a maintenance work cost for improving efficiency;
A power generation unit group maintenance plan support system, comprising: a total cost calculation unit that calculates a total cost of the plurality of power generation units based on the loss cost. 損失コストが、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   The maintenance plan support system for a power generation unit group according to claim 1, wherein the loss cost is a difference between a fuel loss cost and a maintenance work cost in each power generation unit. 効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める燃料損失コスト予測部を更に備えている請求項１または請求項２に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   3. A fuel loss cost predicting unit that further obtains a fuel loss cost trend from the trend of changing efficiency and obtains a fuel loss cost that is predicted to occur during the next maintenance operation from the trend. The maintenance plan support system for the listed power generation units. 予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める供給可能電力算出部を更に備えている請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   The suppliable electric power calculation part which calculates | requires the suppliable electric power of the whole power generation unit group based on a maintenance plan in time series so that it can compare with the trend of the estimated electric power demand is further provided. A maintenance plan support system for a power generation unit group according to any one of the preceding claims. 予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める保守作業員数算出部を更に備えている請求項４に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   In order to be able to compare with the predicted trend of the number of maintenance workers that can be secured, the system further includes a maintenance worker number calculation unit that obtains the number of maintenance workers required for the entire power generation unit group based on the maintenance plan in time series. Item 5. The maintenance plan support system for the power generation unit group according to Item 4. 燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   The maintenance plan for the power generation unit group according to any one of claims 1 to 5, wherein the fuel loss cost and the maintenance work cost are respectively determined based on whether or not the maintenance work is performed for each device constituting the power generation unit. Support system. 発電ユニットが火力発電ユニットであり、機器がボイラの熱交換器である請求項６に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   The power generation unit group maintenance plan support system according to claim 6, wherein the power generation unit is a thermal power generation unit, and the device is a heat exchanger of a boiler. 総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部を更に備え、
前記自動計画部が、供給可能電力算出部にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案する請求項５に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。 An automatic planning unit that automatically plans maintenance of the power generation unit group based on the total cost,
In the automatic planning unit, the power required in the time series in the suppliable power calculation unit is equal to or greater than the predicted power demand, and the predicted number of maintenance workers that can be secured is the time series in the maintenance worker number calculation unit. 6. The maintenance plan support system for a power generation unit group according to claim 5, wherein a maintenance plan is drafted so that the total cost becomes a minimum value under a condition that the number of maintenance workers is more than the required number. 発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部を更に備え、
前記供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求める請求項１から請求項８のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。 A power supply correcting unit for correcting the power that can be supplied by each of the power generation units;
The power generation unit group maintenance plan support system according to any one of claims 1 to 8, wherein the total cost is obtained again based on the power plan corrected by the supply power correction unit. 発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。   The power generation unit according to any one of claims 1 to 9, further comprising a load distribution calculation unit that performs economic load distribution based on a correspondence relationship between a power load and a fuel loss cost for each power generation unit. Group maintenance plan support system.
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