JP4069944B2 - 発電設備の制御方法，運転指令方法 - Google Patents

Description

本発明は、発電所における発電量計画を立案する発電量計画立案方法及び発電量計画提供サービスに関する。

発電所の運転は、電力の需要量を予測し、その予測値に基づいて各発電所毎に、または、発電所内の各発電ユニット毎に立案した運転指令（発電量指令）計画に従って行われている。給電指令所では、電力の需要量を満足し、例えば燃料消費量最小や排出ガス中の炭酸ガス量最小などの目的を達成するように各発電所または発電ユニットの発電量を最適に決定しようとしている。

各発電ユニットは発電方式の違いによって性能（発電効率，燃料消費コスト，排出ガス組成など）が異なっていたり、同じ方式でも製造時期やメーカーによって特性が異なっている。そのため、給電指令所では各発電ユニットの特性データを持っている。例えば燃料消費量を最小にするために必要な特性データとして、発電量と燃料消費量との関係を示すデータを用意している。

また、特開平５−２７６６７２号公報には、給電指令所から発電所全体としての発電量指令を受けて、発電所で各発電ユニットへの発電量の配分を決定する方法が記載されている。

特開平５−２７６６７２号公報

上記従来技術では、給電指令所が用意している特性データはプラントの設計値または発電所の運転開始時等の比較的初期段階でのデータであった。しかし、プラントの特性は年月が経過するに従って変化するため、給電指令所で発電量指令計画を立案する際に、現状のプラント特性を正しく反映できない場合があった。また、石炭を燃料とするボイラを有する発電所では、石炭の種類によって発電効率等が変化することがあるが、従来は現在使用している石炭の種類やその種類毎のプラント特性は、発電量指令計画の立案には考慮されていなかった。さらに、発電ユニットは点検や故障あるいは補修作業等のために、発電量を制限したり、場合によっては発電できない状態になることがある。また、故障しないまでも機器の調子が通常と異なる場合は大事に至らぬ前に機器を停止させたり、出力を下げたりすることがある。従来の発電量指令計画の立案方法では、このような発電ユニットの状態が考慮されていなかった。

以上のように、従来の方法では発電量の最適な配分のために必要な条件が考慮されておらず、必ずしも最適な発電量指令計画とはなっていなかった。

上述の特開平５−２７６６７２号公報では、石炭の種類や機器状態に関する情報を考慮して、発電所内の発電ユニットへ発電所全体の発電量指令を配分することが述べられている。しかし、発電所単位の発電量指令を計画する段階では、これらの条件は考慮されていないために、複数の発電所全体としては、やはり最適な計画とはならない場合があった。

従来は発電ユニット毎に操作室を設けて、それぞれに例えば３〜６名程度のチームを組んで各発電ユニットの運転にあたっていたが、近年複数の発電ユニットを集中中央操作室から少数の運転員で一括して運転する方式も採用されはじめている。その場合、少数の運転員で複数ユニットの構成機器の詳細な状態や運転特性を把握するのは事実上困難であり、その条件を考慮した上で各発電ユニットへ発電量を配分する作業も困難である。発電所では、給電指令所からの発電量指令に基づいてプラントを運転するが、実際には発電ユニットが点検または故障などにより発電量を制限せざるを得ない状態にあり、発電量指令値まで発電できない場合もあった。その場合には給電指令所で急遽、計画を変更しなければならず、必ずしも最適な計画にならない場合があった。

本発明の目的は、通信の負荷を格段に減少する発電設備の制御方法を提供することにある。

上記目的を達成する本発明の特徴は、運転指令所からの発電設備の運転データのデータ送信要求であり、データ項目及び伝送周期を含む指令であるデータ送信要求指令を受信し、該データ送信要求指令に基づき発電設備の運転データを該運転指令所に送信し、該運転指令所からの運転指令信号を受信し、前記運転指令信号に基づき該発電設備を制御することにある。

本発明によれば、通信の負荷を格段に減少することができる。

本発明の好適な一実施例である発電量計画立案方法について説明する。図１は、本実施例の基本的な構成を示す。

複数の発電ユニットへの発電量指令の提供とその他の運転指令を提供する運転指令所１と、その指令値に基づいて運転して発電する発電所３があり、両者は通信ネットワーク２を介して相互に指令値やその他のデータを送受信する。発電所３には３機の発電ユニット４ａ，４ｂ，４ｃがあり、それぞれの発電ユニットは制御装置５ａ，５ｂ，５ｃによって制御されている。制御装置５ａ，５ｂ，５ｃは運転指令所１の発電量指令計画手段６００で作成された各発電ユニット毎の発電量指令値６１０を受信して、その発電量指令値によって各発電ユニット４ａ，４ｂ，４ｃを自動制御している。ただし、機器の異常等が発生した場合は、運転指令所１の入力・表示手段７００から運転員が入力した運転指令信号
７１０を受信して、その指令に従って各発電ユニットを制御する。

発電ユニット４ａ，４ｂ，４ｃの運転状態を表す温度，圧力，流量，発電機出力等の運転データは各種センサーで測定され、それらの値は制御装置５ａ，５ｂ，５ｃに取込まれて、制御信号の演算に使用される。また、運転データおよび制御信号は発電所内の診断手段６に入力されて、運転状態または機器状態を診断する。診断手段６では、測定値または測定値を演算処理して得られた値を予め定められた上限値および下限値と比較して、その範囲を超えているか否かを判定するものである。範囲を超えている場合は、警報を発生する。警報が発生したデータ項目および上・下限値からの偏差量の大きさによっては制御装置５ａ，５ｂ，５ｃが予めプログラムされたインターロック機能に基づいて自動的に保護動作に入り、発電ユニットの出力を低下させたり、場合によってはユニットを停止させたりする。

各発電ユニット４ａ，４ｂ，４ｃの運転データ，制御信号データ，警報およびインターロックの動作状況などの情報は所定の通信ネットワーク２を介して運転指令所１に送信される。運転データ，制御信号データ，警報およびインターロックの動作状況などの情報は発電所３内のデータサーバー（図示しない）に入力されて、入力されたすべてのデータは所定の時間記憶されている。所定の時間が経過すると、最も時刻が古いデータから消去されて、最新のデータが記憶されるようになっている。

通常は、すべての運転データ，制御信号データを運転指令所１へ送信するわけではないが、運転指令所１からのデータ送信要求指令を受信した場合は、要求されたデータを運転指令所１に送信する。データの送信は送信要求指令が解除されるまで続けられる。通常時は、発電ユニットの性能や機器の健全性を評価する目的に必要なデータのみを運転指令所へ送信している。ただし、警報発生時はすべての警報情報が運転指令所１へ送信されるようになっている。また、インターロックによって自動的に保護動作に入り、出力を低下させた場合、または、停止させた場合はそれらの情報もすべて運転指令所１へ送られる。運転指令所１では管轄する全発電ユニット数よりも少ない人数の運転員で全発電ユニットを監視，運転している。従って、すべての発電ユニットの情報を常時受信しても、運転員は同時に見ることができないので、運転員が必要とする発電ユニットの情報だけを受信するようになっている。このようにすることで、すべての発電ユニットのデータを常時運転指令所１に送信する場合に比べて通信の負荷が格段に減少する。また、それによって、運転指令所１で受信したデータを処理する計算機の負荷も軽減することができるため、計算機の台数が少なくて済む。

運転員が見たい発電所の発電ユニットを選択すると、その発電ユニットに関する情報を見ることができる。発電ユニットの選択と情報の表示は、入力・表示手段７００で行うことができる。例えば、Ａ発電所の発電ユニット＃２を選択すると、プロセスの系統図が表示される。図２に表示画面例を示す。画面上部枠７２１内には選択した発電ユニットの名称が表示され、系統図には主要なプロセス値が数値で表示されるようになっている。画面下にはメニューボタンが並んでいる。画面に向って左からプラント切替ボタン７２２，系統図切替ボタン７２３，参照データ設定ボタン７２４，トレンドグラフ表示ボタン７２５，その他のメニューの呼び出しボタン７３３がある。

プラント切替ボタン７２２をマウスでクリックすると、プラント一覧表が表示され、そこから目的のプラントを選択することができる。プラントを選択すると、そのプラント内のユニット一覧表が表示されて、そこから目的のユニットを選択することができる。本実施例では、操作はマウスまたはキーボードからの入力によって行うが、タッチパネル方式や、音声による入力手段を用いてもよい。系統図切替ボタン７２３をクリックすると、ユニット全体の概略系統図が表示されるので、目的の場所付近をクリックすると図２のように拡大されて表示される。また、系統図切替ボタン７２３はスクロール機能を有しており、両側の三角印を押すたびにその系統図がスクロールようになっている。

参照データ設定ボタン７２４をクリックすると、データ番号の入力ウインドウが表示されるので、参照したいデータ番号をキーボードから入力すると、そのデータ番号に対応した数値が表示される。運転員は必要に応じて画面上に表示されていないデータも参照することができる。トレンドグラフ表示ボタン７２５は、画面上に数値として表示されているデータを時系列的にグラフ表示する機能である。その他のメニューの呼び出しボタン733をクリックすると、他のメニュー一覧が表示されるので、そこから別の機能を選択することができる。

図２の例では、３次過熱器，４次過熱器，減温器スプレー，タービン加減弁，高圧タービン発電機の範囲の系統図が選択されている。運転員がこの画面を選択すると自動的に３次過熱器入口・出口，４次過熱器入口・出口，スプレーに関する流量Ｇ，温度Ｔ，圧力Ｐの測定値と加減弁開度および発電機出力の各データがそれぞれ表示枠７２６，７２７，
７２９，７３０，７２８，７３１，７３２内に表示される。このように、選択した画面に対応して、表示されるデータが決められている。運転員が画面を決定した時点で、その画面に必要なデータを送信するように対象プラントのデータサーバーに要求指令が出される。図２の例ではＡ発電所３のデータサーバーに指定された番号のデータ送信の要求指令が来る。データサーバーはその指令を受信し、２号発電ユニットの３次過熱器入口・出口，４次過熱器入口・出口，スプレーに関する流量Ｇ，温度Ｔ，圧力Ｐの測定値と加減弁開度および発電機出力の各データを運転指令所１へ送信する。

運転指令所１から送信される要求指令には、データ項目の他にデータ毎の伝送周期が含まれており、Ａ発電所３のデータサーバーはその伝送周期に従ってデータを送信する。伝送周期はデータ毎に予め設定されており、最小の伝送周期はそのデータの計測周期になるようにプログラムされている。また、参照データ設定ボタン７２４より運転員が参照データを指定した場合も同様に追加データ番号とその伝送周期を対象プラントに送信し、その信号を受信したデータサーバーはデータ番号に対応したデータを指定された伝送周期で追加送信するのである。

運転指令所１で運転員が図２の画面から別の画面に切り替えると、これまでのデータ送信要求指令の解除信号がＡ発電所３のデータサーバーに送信されるので、データサーバーはこの解除信号を受信すると、データの送信を中止する。警報が発生した場合は、すべての警報が運転指令所１へ送信されるが、警報の種類と程度（上・下限値からの偏差量）に応じて、運転指令所１の運転員への通報の仕方が異なる。比較的軽微な異常警報に対しては、警報ランプを点灯させるのみで、予め定めた所定の時間放置する。所定の時間が過ぎても警報が解除されない場合は、警報ランプの明るさを増すとともに、警報音を鳴らして運転員に注意を喚起する。所定の時間内に警報が解除された場合は、警報ランプを消灯する。比較的重要な異常警報に対しては、警報音（ブザーまたは音声）と警報ランプの点灯で運転員に知らせると同時に、入力・表示手段７００に自動的に該当警報に関係するデータが数値およびグラフで表示される。データは、警報発生の所定時間前(例えば１時間前)からのデータを発電所３のデータサーバーから呼び出して送信されたものを表示する。

従って、警報発生時には、１時間前からの関係データの挙動を見ることができるので、発電指令所１の運転員は警報発生に至る運転状態の変化を確認することができる。警報の種類によって、画面に表示されるデータは予め図３に示すように定められており、発電所３のデータサーバーにプログラムされている。データサーバーは送信する警報の種類によって図３に示した関係から必要なデータを選択し、所定時間前の時点からのデータを呼び出して運転指令所１へ送信する。

図１において、診断手段６は制御装置５ａ，５ｂ，５ｃとは独立に示してあるが、制御装置５ａ，５ｂ，５ｃに診断手段６の機能を持たせてもよい。また、発電所３において運転指令およびその他のデータの受信手段および送信手段は省略している。なお、図１には発電所３を一つしか示していないが、実際には複数の発電所があり、それぞれネットワーク２に接続されている。

次に、運転指令所１の機能と構成について詳細に説明する。

運転指令所１は、各発電ユニットから送信されるデータの受信手段２１０とそのデータを記憶する運転データ記憶手段２００と、運転データから運転特性を演算する運転特性演算手段５００と、運転データから機器状態を診断する状態診断手段４００と、発電ユニットの点検や補修などに関するいわゆる保守データを管理する保守データ管理手段３００と、各発電ユニットの設計データを記憶する設計値記憶手段１００と、そのデータ入力手段１１０と、電力の需要量を予測する需要予測システム９００と、電力の需要値を満たすように各発電ユニットの発電量計画を立案する発電量指令計画手段６００と、運転データ，需要予測結果および発電量指令計画値等を表示したり運転員からの入力を受け付けてマンマシンインターフェイスとして機能する入力・表示手段７００と、発電量指令または運転指令等を各発電ユニットに送信するデータ送信手段８００とを備えている。

はじめに、状態診断手段４００の機能について説明する。状態診断手段４００は発電所３内の診断手段６と同様に、運転データまたはそれに基づいて演算した結果をデータ毎に定めた上限値および下限値と比較して、状態を判断するものである。運転データまたはそれを用いた演算結果が上限値および下限値の範囲外の場合は異常状態と判断する。なお、以下に説明する状態診断手段４００の機能は、必ずしも運転指令所１にある必要はなく、発電所３内にあってもよい。また、診断手段６に同等の機能を持たせてもよい。

発電所３内の診断手段６は上下限値が従来の警報レベルとして設定されているが、状態診断手段４００では、異常の対応が遅れると機器の破損や重大事故につながる可能性が高い機器に対して詳細な診断を実施して、異常兆候をできるだけ早期に検出しようとするものである。例えば、給水ポンプやタービン等の回転機器は、高速で回転する機器であるため機器の一部が破損すると２次的被害が大きい機器である。これら回転機器に対しては振動データをフーリエ変換によって周波数を解析し、最大周波数，最低周波数および一定時間内の平均周波数特徴量として算出し、それぞれについて予め設定した上・下限値と比較する。また、ウエーブレット変換による振動データ解析によって、周波数や振幅の時間的変化を評価する。なお、本実施例では、周波数解析やウエーブレット変換を用いているが、データ解析手法および診断方法はこれらに限られるものではない。

また、過去に発生した異常時の振動データおよび解析結果とその時の点検結果および補修結果の事例を保守データ管理手段３００の保守データ記憶手段３２０に蓄積しておき、状態診断手段４００によって異常と判定された場合には、過去の事例と比較して、異常部位，異常原因，異常の程度を推定する機能を有している。異常時の振動データおよび周波数解析結果は状態診断手段４００から保守データ記憶手段３２０に入力され、その時の点検結果および補修結果は保守データ入力手段３１０から入力する。

さらに、状態診断手段４００で異常とは判定されない場合も、対象機器の初期の状態から定期的に解析結果（ポンプでは最大周波数，最低周波数および一定時間内の平均周波数など）を保守データ管理手段３００に送って記憶させている。図４はポンプの平均周波数データの経時変化を示したものである。図４ではポンプ負荷が９０％時点での値を比較している。このポンプは１９８２年の５月に導入されたものであるが、１９８５年付近から平均周波数値が大きくなる傾向が顕著であり、データのばらつき幅も大きくなってきている。状態診断手段４００は保守データ管理手段３００から過去のデータを読み込み、導入時期の平均値Ｆｏと現在の平均値Ｆｎとの偏差を比較して、所定の値以上になった場合は図４に示したグラフと共に、点検や補修を進めるメッセージを運転員に提示する。これを運転員が見ることによって、異常と判定される前にその兆候を検知できるので、安全性が増し、点検や補修の時期を適切に計画することができる。

過去の事例から異常部位，異常原因，異常の程度を推定する際には、同一の機器についての事例を参照するのが望ましいが、異常状態はそれほど頻繁に生じるわけではないので、事例が少なすぎる場合がある。そこで、事例が少ない場合には、同一機器以外に、同じ機種の事例，容量が異なるが同じメーカーの事例またはメーカーは異なるが同じ動作原理の機器など、異常が発生したユニット以外または他の発電所の事例も参照して機器の状態を診断する。診断結果は、入力・表示手段７００へ送られて運転員に提示される。運転員は、機器の状態診断結果を見て、異常に対する対応策を検討する。通常の運転が不可能と判断した場合には、例えば出力を５０％まで低下させるように、または発電ユニットを停止させるようにといった運転指令を出す。運転指令信号７１０は保守データ記憶手段320へ記憶されると共に、発電量指令計画手段６００へも入力される。一方、送信手段８００からネットワーク２を介して対象発電ユニットの制御装置へ送られる。制御装置は受信した運転指令信号に従って発電ユニットを制御する。

同時に運転員は保守員へ異常機器の調査命令を出す。保守員は現場に行って、機器の状態を調査し、携帯電話で運転員へ状況を報告する。また、保守員は現場から調査結果を携帯型の端末計算機に入力する。端末への入力は、音声入力方式であり入力作業を迅速に行えるようになっている。携帯型の端末計算機は無線で当該発電ユニットの制御装置に入力した情報を送信できるようになっている。制御装置は、調査結果の入力情報を受信すると、その情報をネットワーク２，データ受信手段２１０を介して運転指令所１の保守データ記憶手段３２０に送信し、蓄積する。また、その調査結果は保守データ記憶手段３２０へ入力される一方、入力・表示手段７００へ送られて、運転員へ通知される。保守員の調査結果には、センサで自動的に計測することが困難な異音や異臭，機器の破損状況等も含まれており、それらはすべて保守データ記憶手段３２０へ事例として記憶される。保守員からの調査結果が保守データ記憶手段３２０に入力された時点で、状態診断手段４００は異音や異臭といった新たな調査結果も含めて類似事例を検索し、検索結果を入力・表示手段７００へ送って運転員へ提示する。

運転員は保守員からの報告（携帯電話での会話と携帯端末に入力した調査結果）と状態診断手段４００からの類似事例の検索結果とを参照して、今後の運転方策を決定する。検討の結果、例えば現状、出力５０％で運転中であるが、停止した方がよいとの結論になった場合は、その旨を入力・表示手段７００から入力して、送信手段８００およびネットワーク２を介して発電所３の該当ユニットの制御装置へ送信する。同時に、入力した運転指令は保守データ記憶手段３２０へも入力される。保守データ管理手段３００は該当ユニットが運転停止になったことを発電量指令計画手段６００へ伝える。また、運転員は異常機器または異常発電ユニットを復旧するための、補修計画を策定しなければならない。その際に、保守データ管理手段３００は、同様の異常事例を保守データ記憶手段３２０から検索して、その時の異常内容と復旧までの時間を運転員に提示する。復旧まで時間のより正確な値は、機器状態をさらに詳細に調査しなければならないが、保守員はこの時点で、検索結果の前例を参考にして概ねの復旧までの予想時間を保守データ入力手段３１０から入力する。復旧までの時間は、つまりはその発電ユニットの運転が不可能または出力が制限される時間を表している。この予想時間は発電量指令計画手段６００へ送られて、計画立案の際に考慮される。その後、機器状態の詳細な調査をして、より正確な予想時間が見積もられた場合は、随時、予想時間の値を更新する。

次に運転特性演算手段５００の機能について説明する。運転特性演算手段５００は運転データから現状の運転特性を演算する。運転特性とは、発電機出力に対する燃料消費量，排出ガス量，排出ガス量中の特定成分（例えば炭酸ガス，窒素酸化物，硫化酸化物，煤塵など）濃度などとの関係を指す。また、使用している燃料種類と現在の燃料購入単価の情報も入力し、燃料消費量に燃料購入単価を乗じることにより燃料消費コストとの関係も求める。運転特性は、統計的な手法によって演算して、発電機出力との関係を近似式で表す。本実施例では、最小自乗法によって、発電機出力の２次式で近似する方法としているが、この方法に限らず他の方法で運転特性を演算してもよい。特に石炭を燃料とする火力発電所の場合は、石炭の種類が変わると燃料組成が変わることによって、発熱量が変化して発電機出力と燃料消費量との関係が変わる。また、燃料組成の変化によって、排出ガス中の成分量も変化するので、現在使用中の石炭種類が何であるかを把握しておくことが重要である。また、これらの運転特性は、発電ユニットの経年変化によっても変化する他、点検や清掃，機器の交換等によっても特性が変化する。

演算した運転特性は、運転特性記憶手段（図示しない）に一定期間保持される。運転特性演算手段５００で演算した運転特性は自動的に発電量指令計画手段６００に取込まれるようになっている。従って、発電量指令計画手段６００では常に最新の運転特性を反映した効率の良い発電量指令の計画が立案できる。前述の状態診断手段４００は、この運転特性記憶手段から性能特性データを呼び出してその変化傾向を監視している。燃料種類の変更や機器の故障等がないのに急激に燃料消費量が増加した場合などは何らかの原因で熱伝達性能が低下しているので、一種の異常状態と判断して発電ユニットの点検をすすめるメッセージを運転員に発する。また、熱交換器は燃焼ガスとの接触により、伝熱面にすすや煤塵が付着したり、伝熱管内外面の腐食により徐々に伝熱性能が低下するので、状態診断手段４００で運転特性を監視しておけば、伝熱面清掃時期を判断することができる。

次に保守データ管理手段３００について説明する。保守データ管理手段３００は保守データ入力手段３１０及び保守データ記憶手段３２０を有する。保守に関るデータは保守データ記憶手段３２０に記憶されており、記憶容量が一杯になると、古いデータから順番に光ディスクへ保存してその分のデータを消去する。保守に関るデータの入力は、データ受信手段２１０，入力・表示手段７００および状態診断手段４００から入力される場合と、保守員用の保守データ入力手段３１０から入力される場合とがある。

データ受信手段２１０から入力されるデータとしては、発電ユニットから送信された警報情報がある。警報の発生時刻とその警報に対するデータ値が発電ユニット毎に格納される。また、警報発生の際に、制御装置がインターロックによって保護動作にはいった場合は、出力の制限値または運転を停止したことを示す情報が入力される。さらに、保守員が点検，調査等で現場から携帯端末で入力した機器状態に関する情報も入力される。入力・表示手段７００から入力されるデータとしては、運転員が入力するデータがある。すなわち、運転員の判断で出力を制限したり、停止させたりする場合の運転指令が入力される。状態診断手段４００からは、運転データおよびその演算結果（ポンプの例では周波数解析結果など）が定期的に入力される。保守データ入力手段３１０からは、保守員が点検時，補修時の機器状態の詳細，異常原因，部品交換の有無，部品発注から納品，交換作業完了までの時間、異常時には復旧までの予想時間などを入力する。また、今後の点検計画や補修計画も入力し、運転に制約が必要なものについてはその時間と制約内容も入力する。

図５に点検補修計画入力画面の一例を示す。表示されているスケジュール表に計画期間を記入する。計画期間はマウスで入力するか、キーボードから日付を数値で入力することができる。点検または補修計画では、スケジュール（日程）の他にその作業による出力制限値を入力する。画面下段の詳細計画ボタンをクリックすると、作業開始時間，終了時間の予定や作業内容に関する詳細な計画を入力することができるようになっている。なお、点検・補修計画の情報は随時保守員によってメンテナンスされている。点検，補修計画は入力・表示手段７００から運転員も参照することができるようになっている。

保守データ記憶手段３２０に記憶格納されているデータのうち、運転指令による出力制限値や異常時の復旧予想時間，点検，補修に伴う出力制限とその期間は自動的に発電量指令計画手段６００に取込まれるようになっている。従って、発電量指令計画手段６００では各発電ユニットに対して通常の運転が可能かどうか、また、出力制限の期間はいつからいつまでかということが常に把握できており、実際に運転可能な条件の中から発電量指令の計画を立案する事ができるので、実運用に即した効率のよい計画立案が可能である。

次に発電量指令計画手段６００について説明する。需要予測システム９００から電力の需要量の予測値Ｐを受信し、その電力需要予測値Ｐを満足するように、かつ、燃料消費コストを最小にするように各発電ユニットの発電量指令を計画する。

発電量指令は次のように決定する。前述したように、運転特性演算手段５００で発電機番号ｉの発電機の出力Ｌ_i と燃料消費量Ｆ_i との関係を（数１）に示すように２次式で近似しておく。運転特性演算手段５００では、一定周期毎に最新データを用いてこの関係式を更新しているので、常に現状の特性（性能）に即した関係式となっている。（数２）に示すように燃料消費量にその発電ユニットで使用している燃料の購入単価Ｓ_i を乗じたものが燃料コストＦ_siである。

（数１）
Ｆ_i＝ａ_i×Ｌ_i2＋ｂ_i×Ｌ_i＋ｃ_i …（数１）

（数２）
Ｆ_si＝Ｆ_i×Ｓ_i …（数２）

（数３）
Ｌ_i,min＜Ｌ_i＜Ｌ_i,max …（数３）
ここで、ａ_i，ｂ_i，ｃ_i は発電機番号ｉの発電機の特性を表す係数である。また、
Ｌ_i,min，Ｌ_i,maxは発電量の最小値（最低負荷）と最大値であり、設計値記憶手段１００から読み込まれる。設計値記憶手段１００には予めデータ入力手段１１０から設計データを入力しておく。機器の異常，点検，補修に伴う出力制限がある場合は、保守データ記憶手段３２０から常に最新の出力制限値が入力されるようになっている。

電力需要（負荷）予測値をＰ，送電等に伴う損失をＰ′とすると

（数４）
ΣＬ_i ＝Ｐ＋Ｐ′ …（数４）
でなければならない。そこで、（数４）の条件を満たして、（数２）の燃料消費コストの合計を最小にするようにラグランジェの未定乗数法を用いて発電機出力Ｌ_i を求める。

すなわち、

（数５）
Ｊ＝ΣＦ_si−λ(ΣＬ_i−Ｐ−Ｐ′) …（数５）
において、

（数６）
∂Ｊ／∂Ｌ_i＝０ …（数６）

（数７）
∂Ｊ／∂λ＝０ …（数７）
を満たすようにＬ_i を決定する。これが各発電機に対する発電量指令となる。

発電ユニットが運転不可能な状態である場合は、はじめから計画対象の発電ユニットの候補から除外してもよいし、（数１）または（数２）に対して（数８）のように比較的大きな値となるようにペナルティＱを加算しておくことにより、結果的にその発電ユニットへの発電量指令をゼロにすることもできる。

（数８）
Ｆ_si＝Ｆ_i×Ｓ_i＋Ｑ …（数８）
また、発電ユニットは起動・停止に伴うエネルギー損失が生じる。従ってできるだけ、起動・停止は少なくした方がよい。このことを考慮するためには、例えば（数８）と同様に、起動・停止に伴うペナルティーを加算することによって、結果的に起動・停止を極力少なくした計画を立案することができる。

なお、本実施例では、燃料消費量が最小になるように発電量を求めているが、目的関数は燃料コストであっても、排ガス中のＣＯ₂ 濃度であっても、また、それ以外であってもよく、それらを組み合わせてもよい。また、発電量指令値の計算方法は上記の方法に限定されるものではない。

以上のように、本発明によれば、常に最新の性能特性と発電ユニットの状態に応じた効率の良い運転が可能になる。

次に本発明の好適な一実施例である発電量計画提供サービスについて説明する。

前述の実施例と異なる点は、運転指令所１の機能を発電所を所有する発電会社とは異なる運転・保守支援会社が有しており、発電会社から発電ユニットの運転データおよび制御装置の操作量指令データを受け取った運転・保守支援会社が、発電会社に対して発電ユニットの保守，保守データの管理，保守計画立案および保守情報の提供，各発電ユニットの運転状態監視，発電量指令の立案および指令値の提供等を実施する点にある。

本実施例を図６を用いて説明する。発電会社は発電所３と運転指令所１を所有している。運転・保守支援会社は国内センタ１Ａ，米国センタ１Ｂおよび欧州センタ１Ｃを所有している。図６では発電所３は一つしか記載していないが、実際には複数の発電所があるものとする。前述の実施例で述べた運転指令所１の機能は全て運転・保守支援会社の国内センタ１Ａ，米国センタ１Ｂおよび欧州センタ１Ｃが備えている。図６では図１に示した運転指令所１が所有する構成は省略している。運転・保守支援会社１Ａには図１の運転指令所１の構成のうち入力・表示手段７００，発電量指令計画手段６００，データ受信手段
２１０，送信手段８００のみを記載しているが、運転指令所１のそれ以外の構成も備えている。図６に示した入力・表示手段７００，発電量指令計画手段６００，データ受信手段２１０，送信手段８００以外は、本実施例で新たに追加した構成要素である。また、本実施例で追加した構成要素は運転・保守支援会社の国内センタ１Ａ，米国センタ１Ｂおよび欧州センタ１Ｃの少なくとも一ヵ所に備えていれば良く、本実施例では国内センタ１Ａに備えているものとする。

本実施例では運転・保守支援会社が発電会社が所有する各発電所３の監視，運転および保守作業を実施している。運転指令所１は、運転・保守支援会社１Ａ，１Ｂ，１Ｃが各発電所３に対して送信する発電量指令または運転指令を受信することができ、かつ、各発電所３に発電量指令または運転指令を送信することができる。また、運転・保守支援会社
１Ａ，１Ｂ，１Ｃが各発電所３に対して送信した発電量指令または運転指令に修正を加えて各発電所３へ送信することもできる。運転指令所１から送信する発電量指令または運転指令は運転・保守支援会社１Ａ，１Ｂ，１Ｃが送信した指令よりも優先するようになっており、各発電ユニットの制御装置も運転指令所１からの指令を優先して設備を制御するようにプログラムされている。したがって、通常は基本的に運転・保守支援会社１Ａ，１Ｂ，１Ｃによって各発電ユニットは監視，運転されており、運転指令所１はその運転状況のチェックおよび必要に応じて、発電量計画や運転指令を変更すれば良く、運転指令所１の運転員の作業負荷を大きく減少させることができる。よって、運転指令所１の運転員は少ない人数で対応可能となり、また、それに伴って計算機類の設備も大幅に軽減することができる。

運転・保守支援会社１Ａは前述の実施例で述べた通り、発電ユニットの保守や補修の管理も実施する。ただし、点検作業または補修作業または部品交換，機器の交換などそれによって費用が発生するものについては、計画を立案した段階で発電会社へ提出して発電会社の判断を仰ぐ。発電会社は点検または補修または部品交換等の計画をチェックし、必要ならば計画を修正して運転・保守支援会社１Ａへ返送する。計画の提出または返送はネットワーク２を介して送信または受信される。発電会社が計画を承認した後で作業，部品または機器などを発注する。

運転・保守支援会社１Ａには保守データ管理手段３００（図１参照、図６に図示せず）があり、複数の機器メーカ１３ａ，１３ｂ，１３ｃが提供する部品や機器毎に型式，製品仕様，価格，納期，部品交換等の作業時間，新製品情報等がデータベース化されており、部品交換や機器購入の際にはこれらの情報を参照して迅速かつ正確な保守計画を立案することができる。このデータベースに登録されている情報は、各機器メーカー１３ａ，13ｂ，１３ｃが登録・管理している情報をインターネット等の通信回線を利用してダウンロードするものである。機器メーカー側は常に情報を最新のものにメンテナンスして、その情報を運転・保守支援会社がダウンロードすることを許可している。

運転・保守支援会社の保守データ管理手段３００は定期的に機器メーカーの登録内容が更新されているかどうかをチェックしており、登録内容が変更された場合は自動的に最新情報をダウンロードするようになっている。こうすることによって、運転・保守支援会社はメーカーに依存する情報を迅速かつ正確に把握することが可能になり、効率良く計画を立案することができる。一方、機器メーカーは製品情報を提供することによって、運転・保守支援会社からの受注の機会が増えるというメリットがある。また、運転・保守支援会社の保守データ管理手段３００には、機器メーカーの製品情報データベースと同様に、点検作業または補修作業に関するデータベースを保守会社と連携して構築して、上記と同様に利用することもできる。

本実施例は、前述の実施例には無い次の特徴を備えている。

運転・保守支援会社国内センタ１Ａは日本国内にあり、米国センタ１Ｂはアメリカ（ロサンゼルス）、欧州センタ１Ｃはフランスにある。それぞれのセンタ１Ａ，１Ｂ，１Ｃはインターネットを介して発電所３と通信が可能になっており、アメリカ（ロサンゼルス），欧州センタ１Ｃからも国内センタ１Ａと同じように発電所３の監視や運転指令の送信が可能である。

それぞれのセンタは地理的に時差があり、例えば日本が午前８時の時にフランスはおよそ午前０時、アメリカ（ロサンゼルス）はおよそ前日の１５時といった時間になる。つまり、それぞれの場所ではおよそ８〜９時間の時差があることになる。日本時間の午前８時から１７時までは国内センタ１Ａが発電所３の監視，運転にあたり、日本時間の１６時から午前１時までは欧州センタ１Ｃで監視，運転にあたり、日本時間の２４時から９時までは米国センタ１Ｂが監視，運転にあたるように時間的に交代しながら国内の発電所の監視，運転を実施する。

近年、発電所の複数ユニットを一つの操作室から集中監視したり、夜間は無人運転にして、異常時のみ必要に応じて運転員を呼び出すことが行われる傾向にあり、運転の省力化が望まれている。上記方法によって、監視，運転にあたっているセンタは常に朝から夕刻までの時間帯となり、従来のように３交代制等で夜勤務で監視にあたることなく、発電所３の２４時間監視ができるので、運転員の負担が低減する。また、夜間も運転員によって運転状態を監視しているので、安全性が向上する。ただし、異常時には昼夜を問わず、運転員の判断で保守員を現場に派遣する。また、フランスおよびアメリカにある発電所も国内センタ１Ａ，欧州センタ１Ｃおよび米国センタ１Ｂがそれぞれ交代しながら監視，運転することもできる。

なお、インターネットで通信する場合には、当然外部への情報漏洩や、外部からデータを書き換えられる等のことがないように十分なセキュリティシステムが必要である。

次に前述の実施例に無かったもう一つの特徴を説明する。図６に示したように、本実施例の運転・保守支援会社国内センタ１Ａには前述の実施例の運転指令所１の構成に加えて制御装置管理手段１２および制御装置群１１があり、発電所３には制御装置切替手段１０を備えている。制御装置群１１にはメーカーや型式の異なる複数台の制御装置１１ａ，
１１ｂ，１１ｃ，１１ｄがある。図６では４台としているが、台数に制限はない。また、同じ種類の制御装置が復数台あってもよい。これらの制御装置は、発電所３で使われている制御装置と同じ種類のものである。発電所３にある発電ユニットの制御装置が故障した場合には、制御装置群１１にある同型の制御装置が代わりに該当する発電ユニットを制御する。すなわち制御装置の故障時のバックアップ運転をするために制御装置群１１を備えている。

通常時は制御装置群１１は必要ないが、その健全性を常に評価しておく必要がある。例えば制御装置１１ａと発電ユニット４ａの制御装置５ａが同じ種類の制御装置だとする。発電ユニット４ａの運転データのうち制御演算に必要なデータと制御装置５ａで演算した制御信号（操作量指令値）と制御装置５ａのパラメータ値とをネットワーク２を用いて送信する。制御装置５ａのパラメータ値とは、例えば比例制御器の比例定数等の設定値や積分制御器の初期値に相当する値などである。制御装置管理手段１２はそれらのデータを受信手段２１０を介して受け取り、制御装置１１ａに制御装置５ａのパラメータ値をセットする。そして、発電ユニット４ａの運転データを制御装置１１ａに入力して制御装置11ａが操作量指令値を演算する。演算結果は制御装置管理手段１２へ戻される。演算結果は制御装置管理手段１２では、制御装置１１ａが演算した操作量指令値と受信した制御装置
５ａの制御信号（操作量指令値）とを比較して同じであることを確認する。もしも、制御装置１１ａが演算した操作量指令値と受信した制御装置５ａの制御信号（操作量指令値）とに違いがある場合は、原因を調査して結果が同じになるようにしておく。以上の健全性評価は所定の周期で定期的に実施する。他の制御装置１１ｂ，１１ｃ，１１ｄについても同様である。

制御装置５ａが故障した場合には、制御装置切替手段１０がただちに制御装置５ａの現在のパラメータ値と発電ユニット４ａの運転データと制御装置５ａの識別番号および故障を示す状態フラグ値（＝１、正常時は０）とを運転・保守支援会社国内センタ１Ａへ送信する。制御装置管理手段１２は状態フラグ値が１であった場合、制御装置識別番号から該当する制御装置と同じ種類の制御装置を制御装置群１１から検索する。本実施例では制御装置１１ａが検索される。そして、制御装置１１ａに、受信した制御装置５ａのパラメータ値をセットして発電ユニット４ａの運転データを制御装置１１ａに入力して操作量指令値を演算して制御装置管理手段１２へ送る。制御装置管理手段１２は状態フラグ値が故障を示す場合は操作量指令値の演算結果を送信手段８００を経由して制御装置切替手段１０へ送信する。制御装置切替手段１０では状態フラグが１の場合は、発電ユニット４ａへ送る操作量指令値を制御装置５ａの操作量指令値から受信した制御装置１１ａの操作量指令値に切替える。以降は、発電ユニット４ａの運転データは制御装置１１ａへ送られて、制御装置１１ａで演算した操作量指令値で発電ユニット４ａは制御される。

状態フラグ値および識別番号は保守データ管理手段３００および入力・表示手段７００に送られて保守員および運転員に通知される。保守員は状態フラグ値および識別番号より制御装置５ａが故障したことがわかるので、制御装置５ａの状態を調査し、故障個所を修理する。修理が終わると、制御装置群１１の健全性評価と同じ方法で、制御装置切替手段１０において制御装置５ａで演算した操作量指令値と制御装置１１ａで演算した操作量指令値とが同じであることを確認する。確認できた状態で、制御装置切替手段１０は発電ユニット４ａへ送信する操作量指令値を制御装置１１ａで演算した操作量指令値から制御装置５ａで演算した操作量指令値へ切替えて、通常の状態に戻す。その後、状態フラグを０にする。

制御装置管理手段１２は状態フラグが０になった時点で、制御装置１１ａで演算した操作量指令値を送信手段８００へ送ることを中止する。また、制御装置１１ａへ演算の中止命令を出して待機状態にする。その後は、通常通り定期的に健全性評価を実施して待機する。

以上により、発電ユニットの制御装置が故障した場合でも、すみやかに制御装置群１１に切替えて制御することができるので、制御装置の故障で発電ユニットを停止させる必要がなく、安定した効率の良い運転が維持できる。また、発電ユニット毎に制御装置の故障に備えて制御装置を２台ずつ配置しておく必要もなくなるので、設備コストが低減できる。一方、発電会社が所有する制御装置は同じメーカーで同じ型式のものが復数台存在する場合も、全ての同型の制御装置が同時に故障することは確率的に低いので、運転・保守支援会社が準備しておく同型の制御装置の台数は発電会社が所有する同型の制御装置の台数に比べて少なくてよい。従って、発電会社が発電ユニット毎に各制御装置を２台ずつ準備する場合に比べても設備導入コストが少なくて済む。

発電ユニットは点検時を除いて連続運転するような設備と、毎日あるいは一週間程度毎に起動・停止を繰り返す設備とがある。近年の制御装置は通常時は自動運転であり、人が介入する必要性はほとんどない。起動・停止も、基本的には自動制御によってできるようになっているが、起動，停止は通常運転とは異なるために、安全性を考慮して人による確認操作に基づいて次の動作に移行するように設計されている場合もある。また、発電ユニット中には制御装置も含めて古いタイプのものも存在するので、完全に無人で起動・停止できる設備は少ない。従って、発電会社は、通常は無人で自動運転できる発電ユニットであっても、起動・停止のために人を配置しておかなければならなかった。本実施例では、発電ユニットの起動・停止も運転・保守支援会社の運転員の監視のもとに実施し、人による確認操作等が必要な場合も運転・保守支援会社から起動・停止に係わる技術を有する係員を派遣する。従って、発電会社は起動・停止のための人員を確保する必要がなくなるので、経営効率が向上する。

次に本発明の他の実施例である発電量計画提供サービスについて図７を用いて説明する。本実施例は、前述の実施例で述べた機能および構成に加えて、運転・保守支援会社１Ａがモデル調整手段２０，プラント動特性モデル群２１，制御性能評価手段２２を備えている。プラント動特性モデル群は発電所３の発電ユニットの動特性を模擬したモデルであり、発電ユニットの種類によって複数のモデル２１ａ，２１ｂ，２１ｃ，２１ｄを有している。本実施例では、モデル２１ａ，２１ｂ，２１ｃ，２１ｄはプラント特性を物理式で模擬したいわゆる物理モデルである。なお、本実施例ではモデル数は４個であるが、モデルは何個であってもよく、また、必ずしも全発電ユニットに対するモデルを備えていなくてもよい。例えば、発電ユニット４ａを模擬したものをモデル２１ａとすると、モデル21ａ
は制御装置５ａで演算した操作指令値を入力すると実際の発電ユニット４ａに近い挙動を計算するようにつくられたモデルである。

前述の実施例で説明したように、制御装置群１１は定期的に健全性を評価している。その際には、制御装置５ａの実際の制御信号（操作量指令値）と、発電ユニット４ａの運転データを受信している。その際に、それぞれのデータはモデル調整手段２０にも入力される。モデル調整手段２０は、それぞれのモデルの計算結果が、対応する実際の発電ユニットの運転データに合うように調整する。例えば、発電ユニットを構成する機器として熱交換器について説明する。火力発電の熱交換器は燃料を燃焼させた際に発生する高温の燃焼ガスで蒸気を加熱するための機器である。モデルは熱交換器の特性をエネルギー保存式に基づいて（数９），（数１０）で模擬している。

ここで、Ｖは容積［ｍ³］、γは比重量［kg／ｍ³］、Ｈはエンタルピー［Ｊ／kg］、Ｆは流量［kg／ｓ］、Ａは伝熱面積［ｍ²］、αは熱伝達率［Ｊ／（ｍ²・ｓ・Ｋ）］、θは温度［℃］、Ｍは重量［kg］、Ｃは比熱［Ｊ／（kg・Ｋ）］である。また、添え字ｓは蒸気、ｍは伝熱管（メタル）、ｉｎは入口位置、ｏは出口位置をそれぞれ表す。α_msは伝熱管から蒸気への熱伝達率、Ａ_msは伝熱管から蒸気への伝熱面積、α_gmは燃焼ガスから伝熱管への熱伝達率、Ａ_gmは伝熱管から蒸気への伝熱面積を表す。

熱伝達率α_gm，α_msは直接測定することができないので、(数１１)，(数１２)のように調整係数k_gm，ｋ_msを基準値α_gm0およびα_ms0 に乗じた形で組込まれている。

（数１１）
α_gm＝k_gm＋α_gm0 …（数１１）

（数１２）
α_ms＝k_ms＋α_ms0 …（数１２）
モデル調整手段２０では、このような調整係数の値を調整してモデルの計算値と実際の運転データとの誤差が極力小さくなるように調整している。調整の詳細な方法については、特開平１０−２１４１１２号公報に述べられているのでここでは省略する。なお、モデル２１ａ，２１ｂ，２１ｃ，２１ｄは制御装置からの操作量指令値を入力して発電ユニットの挙動を模擬できれば、必ずしも物理モデルでなくてもよい。また、モデル調整手段
２０は、モデルの計算値と実際の運転データとの誤差を小さくするように作用すれば、上記の方法に限るものではない。

モデル調整手段２０によって、モデル２１ａ，２１ｂ，２１ｃ，２１ｄは定期的に実際の発電ユニットの特性に合うように調整されるので、発電ユニットの特性が経年変化等で変ったとしても、モデルの精度は高い状態で維持できる。

モデル群２１の使い方について説明する。メーカー１３ａまたは１３ｂまたは１３ｃは新しい制御方式を開発すると、その制御プログラムを通信ネットワーク２を介して運転・保守支援会社へ送信する。制御装置管理手段１２は受け取った制御プログラムをメーカーが指定する種類の制御装置（例えば制御装置１１ａ）に搭載されているプログラムと入れかえる。そして、メーカーが提供した新しい制御プログラムを用いて発電ユニット４ａを模擬したモデル２１ａを相手にしてシミュレーションを実施する。シミュレーションの条件は、実際の運転データと比較できるように、最近経験した状態と同じ状態を設定する。制御性能評価手段２２では、実際の運転データに基づく制御性能の演算結果と新しい制御プログラムを用いたシミュレーション結果に基づく制御性能の演算結果とを比較する。

例えば、蒸気温度の制御性能を演算する場合は、ある時間範囲内で蒸気温度の目標値からの偏差量を演算する。評価方法としては、偏差量の最大値と最小値を求めて比較するものとする。偏差量が実際の運転データでは、−１２℃〜＋８℃の範囲であったのに対して、新しい制御プログラムによるシミュレーション結果によれば、蒸気温度偏差が−６℃〜＋４℃になったとすれば、新しい制御プログラムによって制御性能が向上すると予想できる。この制御性能の評価結果は、入力・表示手段７００へ送られて運転員が見ることができる。また、評価結果はネットワーク２を介して発電会社内の必要とする部署へ送信することもできる。

運転・保守支援会社で制御性能評価結果に基づいて新しい制御プログラムの購入効果を検討して、その結果を発電会社へ提出する。発電会社は制御性能評価結果と運転・保守支援会社の検討結果をみてメーカーが開発した新しい制御プログラムを購入するかどうかの判断をする。モデル調整手段２０により常に高精度に保たれた状態でシミュレーションできるので、シミュレーションの精度も常に高く維持できる。また、発電会社が制御プログラム購入を検討する上で、シミュレーションによる定量的な評価結果を提示できるので、発電会社は適切な判断がしやすくなる。

発電会社が購入を決定した場合は、制御装置５ａに搭載されている制御プログラムを新しいプログラムに入れ替える必要があり、入れ替え作業の間は制御装置５ａは使用できない。そこで、前述の実施例で述べた制御装置５ａが故障した時と同じ手順で運転・保守支援会社国内センタ１Ａの制御装置１１ａを使って発電ユニット４ａを制御しておき、その状態で制御装置５ａのプログラムを入れ替える。入れ替え作業が終了したら、制御装置
５ａの修理が完了した時と同じ手順で制御装置５ａからの制御に切替える。以上の操作により、制御プログラムの入れ替えに伴って発電ユニットを停止させることなく、プログラムを入れ替えることができる。制御プログラムの入れ替えはメーカーからネットワーク２を介して通信で実施できるようになっている。その際にも、外部からプログラムの書きかえ等ができないように十分なセキュリティシステムが必要である。

以上説明した発電量計画提供サービスの実施例では、運転・保守支援会社が発電会社に対して実施する、発電ユニットの運転，監視，保守管理，制御装置故障時のバックアップ制御，メーカー開発の制御プログラムの評価，制御プログラム入れ替え時の代行制御等のサービスに対して、運転・保守支援会社は発電会社から報酬を受けとるものとする。なお、運転・保守支援会社は機器メーカーであってもよい。

本発明の好適な一実施例である発電量計画立案方法を実現するシステムの構成図である。 運転データ表示画面例を示す図である。 警報種類別の表示データテーブルの例を示す図である。 ポンプ解析データの経年変化例を示す図である。 点検・補修計画入力画面例を示す図である。 本発明の好適な一実施例である発電量計画提供サービスを実現するシステムの構成図である。 本発明の他の実施例である発電量計画提供サービスを実現するシステムの構成図である。

符号の説明

１…運転指令所、２…通信ネットワーク、３…発電所、４ａ，４ｂ，４ｃ…発電ユニット、５ａ，５ｂ，５ｃ…制御装置、６…診断手段、１００…設計値記憶手段、１１０…データ入力手段、２００…運転データ記憶手段、２１０…データ受信手段、３００…保守データ管理手段、３１０…保守データ入力手段、３２０…保守データ記憶手段、４００…状態診断手段、５００…運転特性演算手段、６００…発電量指令計画手段、７００…入力・表示手段、８００…データ送信手段、９００…需要予測システム。

Claims (2)

1. 運転指令所からの発電設備の運転データのデータ送信要求であり、データ項目及び伝送
   周期を含む指令であるデータ送信要求指令を受信し、
   該データ送信要求指令に基づき発電設備の運転データを該運転指令所に送信し、
   該運転指令所からの運転指令信号を受信し、
   前記運転指令信号に基づき該発電設備を制御することを特徴とする発電設備の制御方法
   。
2. 発電設備の運転データのデータ項目及び伝送周期を含むデータ送信要求であるデータ送
   信要求指令を送信し、
   該データ送信要求指令に基づくデータを該発電設備から受信し、
   該発電設備から受信されたデータに基づく運転指令信号を前記発電設備に送信する運転
   指令方法。

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