JP4105852B2

JP4105852B2 - Remote damage diagnosis system for power generation facilities

Info

Publication number: JP4105852B2
Application number: JP2001137509A
Authority: JP
Inventors: 靖早坂; 秀和藤村; 雅夫古川; 勝人清水; 喜治林; 茂雄桜井; 仁一郎後藤
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2001-05-08
Filing date: 2001-05-08
Publication date: 2008-06-25
Anticipated expiration: 2021-05-08
Also published as: JP2002333916A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電設備の遠隔損傷診断システムに係り、特に、発電設備を構成する各種機器の損傷状態を遠隔地において診断することができる発電設備の遠隔損傷診断システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、発電設備を構成する各種機器の損傷を診断する場合には、一定期間が経過する度毎に、または、一定回数の運転が実行された段階で各種機器の動作を停止させ、各種機器の部品の損傷状態を点検したり、各種機器の部品の損傷状態が決められた基準状態に達しているかを点検し、部品交換の時期に到達している部品があった場合、その部品について必要な補修や交換を行っている。
【０００３】
また、発電設備を構成する各種機器の動作を一定期間毎または一定運転回数毎に停止させる代わりに、各種機器にそれぞれの機器の動作を監視するセンサを設け、それらのセンサから出力されるセンサ信号を常時を監視し、センサ信号がある基準範囲を逸脱した場合に限って各種機器の動作を停止させ、各種機器の部品の損傷状態を点検することも行われている。
【０００４】
一方、近年におけるコンピュータ（計算機）やインターネットに代表される通信ネットワークの進歩普及に伴って、発電設備を構成する各種機器の損傷を診断する場合に、各種機器の運転状態を示す監視信号を通信ネットワークを通して遠隔地にある監視施設に送信し、監視施設において受信した監視信号に基づいて発電設備を構成する各種機器の劣化状態を診断するようにした診断システムが開発されており、その一例として、特開平１１−３１１３号公報に開示された診断システムがある。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
前記特開平１１−３１１３号公報に開示された診断システムは、発電設備を構成する各種機器から得られた監視信号を通信ネットワークを用いて遠隔地にある監視施設に送信することにより、監視施設において受信した監視信号に基づいて各種機器の劣化状態を常時監視することができるものである。
【０００６】
ところで、このような診断システムは、発電設備を構成する各種機器の劣化状態を診断するために、各種の監視信号の全てをインターネットや電話回線等の通信ネットワークを経由して遠隔地にある監視施設に送信するものであるため、通信ネットワークの負荷が大きく、通信ネットワークへの接続時間が長期化し、それによって通信コストが増加するという不都合な事態が生じるようになる。このような不都合な事態を回避するため、監視信号のサンプリング周波数を低下させ、それにより通信ネットワークの負荷を軽減させることが考えられるが、監視信号のサンプリング周波数を低下させると、監視信号による診断の精度が低下するようになる。特に、発電設備を構成する各種機器の中で、高信頼性が要求される熱流体の励振力に起因する機器の振動の評価を行うためには、数１０ｋＨｚのオーダーのサンプリング周波数が必要となるが、このようなサンプリング周波数を有する監視信号は、そのデータ量が膨大となるので、それらデータの全てを通信ネットワークを通して遠隔地にある監視施設に送信することは、現実的であるということができない。
【０００７】
本発明は、このような技術的背景に鑑みてなされたもので、その目的は、発電設備側で各種機器から取得した監視信号の一部を解析し、解析結果を通信ネットワークを通して遠隔地の監視施設側に送信するので、通信ネットワークの負荷が軽減し、診断の信頼性の確保が可能な発電設備の遠隔損傷診断システムを提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
前記目的を達成するために、本発明は、発電施設と、発電施設に通信ネットワークを通して接続された監視施設とからなり、発電施設は、発電設備を構成する各種機器と、各種機器にそれぞれ結合され、各種機器の運転状態を個別に監視する複数のセンサと、複数のセンサから得られた監視信号を集約するセンサアンプと、集約した監視信号に基づいて各種機器の運転制御情報を形成する制御装置と、制御装置において運転制御情報の形成に用いられるサンプリング周波数よりも高いサンプリング周波数を用いて集約した監視信号の一部を周波数解析した周波数解析情報を形成する監視信号解析装置と、周波数解析情報と監視信号の一部とからなる第１診断情報を制御装置において運転制御情報の形成に用いられるサンプリング周波数よりも高いサンプリング周波数を用いて記録する記録装置と、少なくとも制御装置から受領した運転制御情報及び監視信号とからなる第２診断情報を内部メモリに保存する損傷診断装置とを備え、監視施設は通信ネットワークを通して損傷診断装置に接続される遠隔損傷診断装置を備え、遠隔損傷診断装置は、損傷診断装置から通信ネットワークを通して選択的に伝送供給される第１診断情報及び／または第２診断情報を用いて各種機器の損傷診断を行う手段を備える。
【０００９】
前記手段によれば、発電設備を構成する各種機器のそれぞれに、各種機器の運転状態を個別に監視するセンサを結合し、それらのセンサから得られた監視信号を集約し、集約した監視信号を制御装置に供給して各種機器の運転制御情報を形成し、損傷診断装置の内部メモリには少なくともこの運転制御情報を含む第２診断情報を保存するようにし、また、別途設けた監視信号解析装置では集約した監視信号の一部を周波数解析して周波数解析情報を形成する際に、その周波数解析情報のサンプリング周波数を制御装置で形成される運転制御情報のサンプリング周波数よりも高い周波数を用いて形成し、得られた周波数解析情報を同じく別途設けた記録装置に記録するようにしたもので、損傷診断装置から通信ネットワークを通して遠隔損傷診断装置に伝送供給される情報は、通常内部メモリに保存されている第２診断情報だけが伝送供給されるが、必要に応じて、内部メモリに第１診断情報が保存されたとき、第１診断情報と第２診断情報とが伝送供給されるので、既知のこの種の損傷診断装置に比べて、通信ネットワークの負担を大幅に軽減することができ、かつ、第１診断情報と第２診断情報とを遠隔損傷診断装置に伝送供給することができるので、診断精度が低下することはなく、しかも、周波数解析情報のサンプリング周波数を制御装置で形成される運転制御情報のサンプリング周波数よりも高い周波数を用いて形成したことにより、周波数解析情報の解析精度を高くすることができ、第１診断情報を用いた遠隔損傷診断装置の診断精度を向上させることができる。
【００１０】
この場合、前記手段における損傷診断装置は、第１診断情報が予設定値に達したとき、その第１診断情報を、記録装置から読み出して内部メモリに保存し、第２診断情報とともに遠隔損傷診断装置に伝送供給するものである。
【００１１】
このような構成にすれば、いずれかの機器が診断すべき状態になると、その機器から得られる第１診断情報が予設定値に達するので、その第１診断情報が損傷診断装置の内部メモリに保存されるとともに、その第１診断情報が遠隔損傷診断装置に伝送供給されるので、遠隔損傷診断装置においてその第１診断情報を用いた前記機器の診断を行うことができる。
【００１２】
また、前記手段における損傷診断装置は、遠隔損傷診断装置から第１診断情報の取込み要請があったとき、その第１診断情報を、記録装置から読み出して内部メモリに保存し、第２診断情報とともに遠隔損傷診断装置に伝送供給するものである。
【００１３】
このような構成にすれば、遠隔損傷診断装置側で診断したい機器が生じた場合、その機器から得られた第１診断情報の取込み要請を行うと、その第１診断情報が損傷診断装置の内部メモリに保存されるとともに、その第１診断情報が遠隔損傷診断装置に伝送供給されるので、遠隔損傷診断装置においてその第１診断情報を用いた前記機器の診断を行うことができる。
【００１６】
また、前記手段における遠隔損傷診断装置は、監視信号解析装置で形成される周波数解析情報のサンプリング周波数を変更する入力インターフェイスを備えているものである。
【００１７】
このような構成にすれば、遠隔損傷診断装置において、いずれかの機器の診断をしている際に、他の機器の診断に移行したい場合、その他の機器の診断を行う際に用いる周波数解析情報の必要解析精度が、前の機器の診断を行う際に用いる周波数解析情報の必要解析精度と異なっていても、入力インターフェイスを通して監視信号解析装置のサンプリング周波数を適宜変更することが可能になるので、監視信号の種別やその信号事象に則した解析精度を持つ周波数解析情報を得ることができる。
【００１８】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
【００１９】
図１は、本発明による発電設備の遠隔損傷診断システムの一つの実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【００２０】
図１に示されるように、この実施の形態による発電設備の遠隔損傷診断システムは、発電設備１と、監視施設２と、通信ネットワーク３とを有している。そして、発電設備１は、圧縮機４₁と燃焼器４₂とタービン４₃からなるガスタービン４と、ガスタービン４によって駆動される第１発電機５と、排熱回収ボイラ６₁とタービン６₂と復水器６₃とからなる蒸気タービン６と、蒸気タービン６によって駆動される第２発電機７とを備えている。そして、発電設備１における主要な機器、すなわち圧縮機４₁、燃焼器４₂、タービン４₃、第１発電機５、ボイラ６₁、タービン６₂、復水器６₃には、それぞれ、その運転状態を監視、制御するために各部に各種のセンサ８が配置されている。この他に、発電設備１は、センサアンプ９と、制御装置１０と、損傷診断装置１１と、監視信号解析装置１２と、記録装置１３と、ファイヤウォール１４とを備えている。また、監視施設２は、遠隔損傷診断装置１５と、ファイヤウォール１６とを備えている。さらに、通信ネットワーク３は、インターネット１７からなっている。
【００２１】
図２は、図１に図示された発電設備１に通常配置されるセンサ８、発電設備１の試運転時または特殊計測時に配置される各種のセンサ８の一覧を示す説明図である。
【００２２】
図２において、左側に示された数字の（１）乃至（２８）は、各所に配置したセンサ８から得られる監視情報の種別であり、左側に示された数字の（１）乃至（８）は、それぞれの監視情報から得られた運転情報の内容である。
【００２３】
なお、図１には、主要な機器について、それぞれ１つのセンサ８を配置した例が図示されているが、実際には、図２に示されるように、主要な機器に１つまたはそれ以上の数のセンサ８を配置し、主要な機器の各部の監視情報を取得している。
【００２４】
図１に示されるように、それぞれのセンサ８は、ケーブル（図番なし）を通してセンサアンプ９の入力端に結合される。このセンサアンプ９は、図２に図示された発電設備１に通常配置されるセンサ８や、発電設備１の試運転時または特殊計測時に配置される各種のセンサ８から得られる監視信号を集約するのに用いられる。センサアンプ９から出力された集約された監視信号は、一方が制御装置１０に供給され、他方が監視信号解析装置１２に供給される。
【００２５】
このとき、制御装置１０は、供給された監視信号に基づいて発電設備１を構成する各種機器別の運転制御情報を形成する。この運転制御情報の中には、発電設備１を構成するいずれかの機器の運転状況の異常や機器の損傷を表す監視信号を検出した場合、その機器の異常または損傷の発生を示す警報や、場合によっては発電設備１の運転を停止する制御情報が含まれている。
【００２６】
また、監視信号解析装置１２は、供給された監視信号の一部の監視信号に基づいて監視信号波形を周波数解析し、周波数解析情報を形成する。形成された周波数解析情報はそれに対応する一部の監視信号とともに第１診断情報として記録装置１３に供給され、記録装置１３に一時的に記録される。この記録装置１３は、記録容量と記録データ量とで決まる時間間隔の監視信号波形とその周波数解析情報が記録されるもので、常時記録内容の上書きが行われている。この場合、監視信号解析装置１２で行われる監視信号の解析は、主に周波数解析であるので、制御装置１０において運転制御情報の形成に用いられるサンプリング周波数によりも高いサンプリング周波数を用いることが好ましく、それにより発電設備１を構成する各種機器の損傷診断を行う際の有益なデータを得ることができる。
【００２７】
制御装置１０の出力端はケーブルを介して損傷診断装置１１の入力端に接続され、制御装置１０から出力された運転制御情報はそれに対応する監視情報とともに第２診断情報として損傷診断装置１１に供給される。このとき、損傷診断装置１１は、内部メモリ（図示なし）を有し、供給された第２診断情報がこの内部メモリに保存される。また、損傷診断装置１１は、送信タイミング時になると、内部メモリに保存されている第２診断情報を読み出し、読み出した第２診断情報をファイヤウォール１４及びインターネット１７を介して監視施設２に送信する。監視施設２は、第２診断情報がインターネット１７を通して到来すると、第２診断情報がファイヤウォール１６から遠隔損傷診断装置１５に供給される。
【００２８】
損傷診断装置１１は、制御装置１０から第２診断信号を受領して内部メモリに保存するだけでなく、場合によっては記録装置１３に記録された第１診断信号を読み出し、読み出した第１診断信号を取り込んで内部メモリに保存する。このように、損傷診断装置１１が記録装置１３から第１診断信号の取り込みを行う場合の一つは、被診断機器の動作状態が安定化され、図２に図示された監視信号や運転情報が予め設定した値（予設定値）になったときや、予め設定した時間（予設定時間）が経過した場合等であり、他の一つは、遠隔損傷診断装置１５からインターネット１７を通して損傷診断装置１１に第１診断情報の取込み要請があったときである。また、起動時、停止時及びトリップ時のような事象の発生時も取り込みを実施する。いずれの場合においても、損傷診断装置１１は、記録装置１３に記録された第１診断情報を取得し、取得した第１診断情報を内部メモリに保存するとともに、送信タイミングが到来したとき、内部メモリから第１診断情報を読み出し、読み出した第１診断情報をインターネット１７を通して遠隔損傷診断装置１５に送信する。
【００２９】
遠隔損傷診断装置１５は、第１診断情報が供給されると、表示部に周波数解析情報や対応する監視信号波形等を表示し、その表示内容を見ることにより、該当する機器の運転状況の診断を行う。
【００３０】
ところで、図２に図示した例は、、監視信号解析装置１２に供給される監視信号として、ガスタービン４を用いた場合の監視信号の例を示すものである。ガスタービン４においては、排ガス温度、タービン４₃のホイールスペース温度、圧縮機４₁の吐出空気温度及び吐出空気圧力、燃焼器４₂の保炎器の温度、燃焼器４₂の燃料流量、入口空気温度、入口空気圧力回転数、軸受振動、軸振動、軸受メタル温度等をそれぞれ検出するために複数のセンサ８が配置される。また、ガスタービン４の試運転時や特殊計測時には、圧縮機４₁の各段落の圧力、空気温度、圧力変動、燃焼器４₂の燃焼ガス圧力変動、温度変動、圧縮機４₁の翼歪み、圧縮機４₂の翼温度、タービン翼歪み、タービン翼温度、燃焼器４₂の歪み、燃焼器４₂の温度、ケーシング温度、ケーシング歪み、ケーシング変位、ケーシング変位等をそれぞれ検出するために同じく複数のセンサ８が配置される。監視信号は、これらのセンサ８のいずれのセンサ８から得られたものであってもよい。
【００３１】
次に、図３は、図１に図示されたガスタービン４に各種のセンサ８を配置した際の構成例を示す要部構成図であり、図４は、図３に図示されたセンサ８とセンスアンプ９との接続状態の一例を示す要部構成図である。
【００３２】
図３及び図４において、図１に示された構成要素と同じ構成要素については同じ符号を付けている。
【００３３】
図３に示されるように、圧縮機４₁は、静翼１８がダブテイルを介してケーシング１９に嵌合され、動翼２０がダブテイルを介してロータ２１に嵌合されている。複数の圧力センサ２２は、それぞれケーシング１９に穿孔した穴に取り付けられ、圧縮機４₁の静翼位置の変動圧力を測定している。一般に、圧縮機４₁の静翼１８は、起動時の低回転数領域において旋回失速と呼ばれる圧力変動が発生し、定格運転時に比べて高い流体励振を受けることになる。このため、ケーシング１９に複数の圧力センサ２２を配置し、旋回失速時の圧力変動に伴う損傷の発生を正確に評価することが重要になる。
【００３４】
また、図４に示されるように、ケーシング１９に圧力センサ２２を配置するとともに、圧縮機４₁の静翼１８に歪みゲージ２３を貼着し、静翼１８の振動による静翼歪みの検出を行うようにしてもよい。このとき、圧力センサ２２から得られた監視信号と歪みゲージ２３から得られた監視信号は、ともにセンサアンプ９を介して監視信号解析装置１２に供給される。監視信号解析装置１２は、供給された監視信号を予め設定した数１０ｋＨｚオーダのサンプリング周波数で周波数解析し、得られた周波数解析情報を監視信号とともに記録装置１３に一時的に記録される。
【００３５】
次いで、図５（ａ）、（ｂ）は、図３に図示のセンサ８によって検出された監視信号における時間対変動圧力波形の一例を示す特性図であって、（ａ）は周期的に変動圧力が発生している信号波形を示す例であり、（ｂ）は変動圧力が殆ど発生していない信号波形を示す例である。
【００３６】
図５（ａ）、（ｂ）において、横軸は時間であり、縦軸は変動圧力である。
【００３７】
また、図６は、図５に図示の特性図で得られた変動圧力波形を周波数解析して得られた変動圧力スペクトルを示す特性図であって、後側のスペクトルが図５（ａ）に対応し、前側スペクトルが図５（ｂ）に対応するものである。
【００３８】
図６において、横方向がＨｚで表した周波数、奥行き方向が％で表した圧縮機４₁のロータ２１の正規化回転数、高さ方向が変動圧力振幅である。
【００３９】
圧縮機４₁の静翼１８にセンサ８を配置した場合には、センサ８から図５（ａ）または図５（ｂ）に示すような変動圧力波形を有する監視信号が得られ、この変動圧力波形を有する監視信号が記録装置１３に記録される。また、この変動圧力波形を有する監視信号は、監視信号解析装置１２において周波数解析され、図６に示すような変動圧力スペクトルを有する周波数解析情報が形成され、この変動圧力スペクトルを有する周波数解析情報も記録装置１３に記録される。
【００４０】
損傷診断装置１１は、前述のように第１診断信号の取り込みを行う場合が生じると、記録装置１３に記録されている変動圧力波形と変動圧力スペクトルとからなる第１診断信号を取り込む。圧縮機４₁の静翼１８にセンサ８を配置した場合において、第１診断信号の取り込みを行う場合は、旋回失速がタービンの起動時に発生することから、タービンの回転数を取り込みのトリガにすることが考えられる。そして、損傷診断装置１１は、タービンの回転数が上昇し、定格回転数に達したとき、記録装置１３に記録されている変動圧力波形と変動圧力スペクトルとからなる第１診断信号の取り込みを行えばよい。
【００４１】
この場合においても、損傷診断装置１１は、取り込んだ第１診断信号を内部メモリに保存するとともに、送信タイミング時になると、損傷診断装置１１をインターネット１７を通して遠隔損傷診断装置１５に結合し、第１診断信号を内部メモリから読み出した後、ファイヤーウォール１４、インターネット１７、ファイヤーウォール１６を通して遠隔損傷診断装置１５に送信する。
【００４２】
遠隔損傷診断装置１５は、第１診断信号を受領すると、表示部に変動圧力波形や変動圧力スペクトルを表示させ、その表示内容に基づいて圧縮機４₁の損傷診断を行う。
【００４３】
ここで、図７は、圧縮機４₁の損傷診断時に、有限要素法解析モデルに荷重条件として変動圧力スペクトルを加えたときの解析モデルの状態の一例を示す解析図である。
【００４４】
また、図８は、図７における解析結果によって得られた応力スペクトルの一例を示す特性図である。図８において、横軸は正規化周波数（ｆ／ｆｎ）であり、縦軸は応力である。
【００４５】
さらに、図９は、図８に示された応力スペクトルを合成することにより、圧縮機４₁の静翼１８の振動応力の時刻歴波形の一例を示す特性図である。図９において、横軸は時間、縦軸は応力である。
【００４６】
このようにして得られた振動応力の時刻歴波形は、静翼１８の形成材料の疲労強度データとともに、修正マイナー則等の損傷則を用いて、起動当たりの静翼１８の疲労損傷率Ｄｆの算出に利用することができる。そして、この起動当たりの静翼１８の疲労損傷率Ｄｆは、積算することにより静翼１８の累積損傷率の評価に利用され、その結果に基づき静翼１８の交換計画を立案することができる。
【００４７】
また、図４に図示されるように、静翼１８に歪みゲージ２３を貼り付け、歪みゲージ２３から得られた監視信号を監視信号解析装置１２において周波数解析し、得られた周波数解析情報を記録装置１３に記録する場合は、変動圧力波形を有する監視信号を用いる代わりに、歪みゲージ２３から得られた監視信号を用いて静翼１８の疲労損傷率を算出するようにしてもよい。
【００４８】
これまでの説明においては、静翼１８の疲労損傷を診断評価する場合であったが、静翼１８の疲労損傷を診断に加えて、圧縮機４₁の動翼２０やタービン翼の疲労損傷の診断評価を行ったり、ガスタービン４の燃焼器４₂の燃焼振動による摩耗や疲労損傷評価を行ったりすることができる。
【００４９】
この他に、圧縮機４₁のロータ２１の軸振動による疲労損傷評価を行うこともできる。この疲労損傷評価を行うときは、センサ８として、図２に図示された軸受振動（１２）を検知するセンサ８や軸振動（１３）を検知するセンサ８を利用し、それらのセンサ８から得られた監視信号を監視信号解析装置１２に供給し、そこで周波数解析する。
【００５０】
図１０は、軸振動を表す監視信号を監視信号解析装置１２で周波数解析したときに得られた軸振動のウォータフローの一例を示す特性図である。図１０において、横方向はＨｚで表した周波数、縦方向はＲＰＭで表したロータ２１の回転数、、高さ方向はμｍで表した振動振幅である。
【００５１】
このようにして得られた軸振動のウォータフローは、振動振幅がピークになる周波数からロータ２１の損傷診断評価や異常診断評価に利用することができる。
【００５２】
なお、圧縮機４₁の静翼１８及び動翼２０の損傷診断を行う場合に、旋回失速時の静翼１８の振動は、その振動数が１００Ｈｚ程度であるのに対して、動翼２０の通過周波数に基づく動翼２０の振動は、その振動数が数ｋＨｚ程度である。このため、動翼２０の通過周波数による動翼２０の振動による損傷診断評価を行う場合には、旋回失速時の静翼１８の振動による損傷診断評価を行う場合に比べて、監視信号解析装置１２のサンプリング周波数を高くする必要がある。
【００５３】
このため、図１に図示の遠隔損傷診断装置１５には、監視信号解析装置１２のサンプリング周波数を変更する入力インターフェイス（図１に図示なし）を設けている。この入力インターフェイスは、監視信号解析装置１２で監視信号を周波数解析する際に用いているサンプリング周波数を遠隔損傷診断装置１５側において変更することができるものである。
【００５４】
遠隔損傷診断装置１５において、圧縮機４₁の静翼１８から得られた監視信号に基づいて得られた第１診断情報を表示部に表示させ、圧縮機４₁の静翼１８の損傷診断評価を行っている場合、その損傷診断評価が終了し、圧縮機４₁の動翼２０から得られた監視信号に基づいて得られた第１診断情報を表示部に表示させ、圧縮機４₁の動翼２０の損傷診断評価を行う場合に、この入力インターフェイスを通して監視信号解析装置１２のサンプリング周波数を高くするような変更処理を行えば、常時、第１診断情報をその情報内容に適した精度にした状態で損傷診断評価を行うことができる。
【００５５】
前記の実施の形態においては、通信ネットワークとしてインターネット１７を用いた例を挙げて説明したが、本発明による通信ネットワークはインターネット１７である場合に限られるものではなく、インターネット１７に類似の他の通信ネットワークを用いてもよいことは勿論である。
【００５６】
【発明の効果】
以上のように、本発明によれば、発電設備を構成する各種機器のそれぞれに、各種機器の運転状態を個別に監視するセンサを結合し、それらのセンサから得られた監視信号を集約し、集約した監視信号を制御装置に供給して各種機器の運転制御情報を形成し、損傷診断装置の内部メモリには少なくともこの運転制御情報を含む第２診断情報を保存するようにし、また、別途設けた監視信号解析装置では集約した監視信号の一部を周波数解析して周波数解析情報を形成する際に、その周波数解析情報のサンプリング周波数を制御装置で形成される運転制御情報のサンプリング周波数よりも高い周波数を用いて形成し、得られた周波数解析情報を同じく別途設けた記録装置に記録するようにしたもので、損傷診断装置から通信ネットワークを通して遠隔損傷診断装置に伝送供給される情報は、通常内部メモリに保存されている第２診断情報だけが伝送供給されるが、必要に応じて、内部メモリに第１診断情報が保存されたとき、第１診断情報と第２診断情報とが伝送供給されるので、既知のこの種の損傷診断装置に比べて、通信ネットワークの負担を大幅に軽減することができ、かつ、第１診断情報と第２診断情報とを遠隔損傷診断装置に伝送供給することができるので、診断精度が低下することはなく、しかも、周波数解析情報のサンプリング周波数を制御装置で形成される運転制御情報のサンプリング周波数よりも高い周波数を用いて形成したことにより、周波数解析情報の解析精度を高くすることができ、第１診断情報を用いた遠隔損傷診断装置の診断精度を向上させることができるという効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による発電設備の遠隔損傷診断装置の一つの実施の形態を示すもので、その要部構成を示すブロック図である。
【図２】図１に図示された発電設備に通常配置されるセンサ、発電設備の試運転時または特殊計測時に配置される各種のセンサの一覧を示す説明図である。
【図３】図１に図示されたガスタービンに各種のセンサを配置した際の構成例を示す要部構成図である。
【図４】図３に図示されたセンサとセンスアンプとの接続状態の一例を示す要部構成図である。
【図５】図３に図示のセンサによって検出された監視信号における時間対変動圧力波形の一例を示す特性図である。
【図６】図５に図示の特性図で得られた変動圧力波形を周波数解析して得られた変動圧力スペクトルを示す特性図である。
【図７】圧縮機の損傷診断時に、有限要素法解析モデルに荷重条件として変動圧力スペクトルを加えたときの解析モデルの状態の一例を示す解析図である。
【図８】図７における解析結果によって得られた応力スペクトルの一例を示す特性図である。
【図９】図８に示された応力スペクトルを合成することにより、圧縮機の静翼の振動応力の時刻歴波形の一例を示す特性図である。
【図１０】軸振動を表す監視信号を監視信号解析装置で周波数解析したときに得られた軸振動のウォータフローの一例を示す特性図である。
【符号の説明】
１発電設備
２監視施設
３通信ネットワーク
４ガスタービン
４₁ 圧縮機
４₂ 燃焼器
４₃ タービン
５第１発電機
６蒸気タービン
６₁ 排熱回収ボイラ
６₂ タービン
６₃ 復水器
７第２発電機
８センサ
９センサアンプ
１０制御装置
１１損傷診断装置
１２監視信号解析装置
１３記録装置
１４ファイヤウォール
１５遠隔損傷診断装置
１６ファイヤウォール
１７インターネット
１８静翼
１９ケーシング
２０動翼
２１ロータ
２２圧力センサ
２３歪みセンサ[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a remote damage diagnosis system for a power generation facility, and more particularly to a remote damage diagnosis system for a power generation facility capable of diagnosing a damage state of various devices constituting the power generation facility in a remote place.
[0002]
[Prior art]
In general, when diagnosing damage to various devices that constitute a power generation facility, the operation of each device is stopped every time a certain period of time elapses or after a certain number of operations have been performed. Check the damage status of parts, check whether the damage status of parts of various devices has reached the determined standard condition, and if there is a part that has reached the time of parts replacement, it is necessary for that part. Repairs and replacements are performed.
[0003]
In addition, instead of stopping the operation of the various devices constituting the power generation facility at regular intervals or every fixed number of operations, sensors for monitoring the operation of the various devices are provided in the various devices, and sensor signals output from these sensors The operation of various devices is stopped only when the sensor signal deviates from a certain reference range, and the damaged state of the components of the various devices is also inspected.
[0004]
On the other hand, when a communication network represented by computers (computers) and the Internet has progressed and spread in recent years, when diagnosing damage of various devices constituting a power generation facility, a monitoring signal indicating an operation state of each device is transmitted to the communication network. A diagnostic system has been developed that diagnoses the deterioration state of various devices that make up the power generation equipment based on the monitoring signal received at the remote facility through the remote monitoring facility. There is a diagnostic system disclosed in Kaihei 11-3113.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
The diagnostic system disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 11-3113 uses a communication network to transmit monitoring signals obtained from various devices constituting a power generation facility to a remote monitoring facility. Based on the received monitoring signal, the deterioration state of various devices can be constantly monitored.
[0006]
By the way, in order to diagnose the deterioration state of various devices constituting the power generation equipment, such a diagnostic system is used to monitor all the various monitoring signals via a communication network such as the Internet or a telephone line. Therefore, the load on the communication network is large, and the connection time to the communication network is prolonged, thereby causing an inconvenient situation that the communication cost increases. In order to avoid such an inconvenient situation, it is conceivable to reduce the sampling frequency of the monitoring signal and thereby reduce the load on the communication network. However, if the sampling frequency of the monitoring signal is reduced, diagnosis by the monitoring signal is possible. Accuracy will decrease. In particular, a sampling frequency of the order of several tens of kHz is required in order to evaluate the vibration of the equipment caused by the excitation force of the thermal fluid that requires high reliability among various equipment constituting the power generation facility. However, since the monitoring signal having such a sampling frequency has an enormous amount of data, it cannot be said that it is practical to transmit all of the data to a remote monitoring facility through a communication network. .
[0007]
The present invention has been made in view of such a technical background, and an object of the present invention is to analyze a part of a monitoring signal acquired from various devices on the power generation facility side, and monitor the remote result through a communication network. It is to provide a remote damage diagnosis system for a power generation facility that can reduce the load on a communication network and ensure diagnosis reliability because it is transmitted to the facility side.
[0008]
[Means for Solving the Problems]
  In order to achieve the above object, the present invention comprises a power generation facility and a monitoring facility connected to the power generation facility through a communication network, and the power generation facility is coupled to various devices constituting the power generation facility and various devices. , A plurality of sensors for individually monitoring the operation state of various devices, a sensor amplifier for aggregating monitoring signals obtained from the plurality of sensors, and a control device for forming operation control information for the various devices based on the aggregated monitoring signals When,Using a sampling frequency higher than the sampling frequency used to form operation control information in the control deviceA monitoring signal analyzer for forming frequency analysis information obtained by frequency analysis of a part of the aggregated monitoring signal, and first diagnosis information including the frequency analysis information and a part of the monitoring signal.Using a sampling frequency higher than the sampling frequency used to form operation control information in the control deviceA recording device for recording, and a damage diagnosis device for storing in the internal memory at least second diagnosis information comprising operation control information and a monitoring signal received from the control device, and the monitoring facility is connected to the damage diagnosis device through a communication network. The remote damage diagnosis apparatus comprises a first diagnosis information and / or second diagnosis information selectively transmitted and supplied from the damage diagnosis apparatus through a communication network. Is provided.
[0009]
  According to the above means, sensors for individually monitoring the operating state of various devices are combined with each of the various devices constituting the power generation facility, the monitoring signals obtained from those sensors are aggregated, and the aggregated monitoring signals are The operation control information of various devices is formed by supplying to the control device, and at least the second diagnosis information including the operation control information is stored in the internal memory of the damage diagnosis device, and the monitor signal analysis device provided separately Then, frequency analysis is performed on a part of the collected monitoring signals to form frequency analysis informationWhen the frequency analysis information sampling frequency was obtained by using a higher frequency than the operation control information sampling frequency formed by the control device,The frequency analysis information is recorded in a separate recording device, and the information transmitted from the damage diagnosis device to the remote damage diagnosis device through the communication network is usually the second diagnosis information stored in the internal memory. However, if necessary, the first diagnosis information and the second diagnosis information are transmitted when the first diagnosis information is stored in the internal memory. Compared with the device, the burden on the communication network can be greatly reduced, and the first diagnosis information and the second diagnosis information can be transmitted and supplied to the remote damage diagnosis device, resulting in a decrease in diagnosis accuracy. FlowerIn addition, since the sampling frequency of the frequency analysis information is formed using a frequency higher than the sampling frequency of the operation control information formed by the control device, the analysis accuracy of the frequency analysis information can be increased. The diagnostic accuracy of the remote damage diagnostic apparatus using diagnostic information can be improved.
[0010]
In this case, when the first diagnosis information reaches a preset value, the damage diagnosis apparatus in the means reads the first diagnosis information from the recording device and stores it in the internal memory, and remote damage diagnosis together with the second diagnosis information. The transmission is supplied to the apparatus.
[0011]
With such a configuration, when any device enters a state to be diagnosed, the first diagnosis information obtained from the device reaches a preset value, so that the first diagnosis information is stored in the internal memory of the damage diagnosis apparatus. Since the first diagnosis information is stored and transmitted to the remote damage diagnosis apparatus, the remote damage diagnosis apparatus can diagnose the device using the first diagnosis information.
[0012]
Further, the damage diagnosis apparatus in the above means reads out the first diagnosis information from the recording device and stores it in the internal memory when the remote diagnosis diagnosis apparatus takes in the first diagnosis information, and stores it together with the second diagnosis information. It is transmitted and supplied to the remote damage diagnosis device.
[0013]
With such a configuration, when a device desired to be diagnosed on the remote damage diagnosis apparatus side is generated, when the first diagnosis information obtained from the apparatus is requested, the first diagnosis information is stored in the damage diagnosis apparatus. Since the first diagnosis information is stored in the memory and transmitted to the remote damage diagnosis apparatus, the remote damage diagnosis apparatus can diagnose the device using the first diagnosis information.
[0016]
Further, the remote damage diagnosis apparatus in the above means is provided with an input interface for changing the sampling frequency of the frequency analysis information formed by the monitoring signal analysis apparatus.
[0017]
With such a configuration, in the remote damage diagnosis apparatus, when any device is being diagnosed, if it is desired to shift to the diagnosis of another device, the frequency analysis information used when diagnosing the other device is used. Even if the required analysis accuracy is different from the required analysis accuracy of the frequency analysis information used when diagnosing the previous device, it is possible to change the sampling frequency of the monitoring signal analyzer appropriately through the input interface, It is possible to obtain frequency analysis information having analysis accuracy in accordance with the type of monitoring signal and the signal event.
[0018]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[0019]
FIG. 1 is a block diagram showing an essential configuration of an embodiment of a remote damage diagnosis system for power generation equipment according to the present invention.
[0020]
As shown in FIG. 1, the remote damage diagnosis system for a power generation facility according to this embodiment includes a power generation facility 1, a monitoring facility 2, and a communication network 3. The power generation facility 1 includes a compressor 4₁And combustor 4₂And turbine 4_ThreeA gas turbine 4, a first generator 5 driven by the gas turbine 4, and an exhaust heat recovery boiler 6₁And turbine 6₂And condenser 6_ThreeAnd a second generator 7 driven by the steam turbine 6. And the main equipment in the power generation facility 1, that is, the compressor 4₁, Combustor 4₂, Turbine 4_Three, First generator 5, boiler 6₁, Turbine 6₂, Condenser 6_ThreeEach has various sensors 8 arranged in each part in order to monitor and control its operating state. In addition to this, the power generation facility 1 includes a sensor amplifier 9, a control device 10, a damage diagnosis device 11, a monitoring signal analysis device 12, a recording device 13, and a firewall 14. The monitoring facility 2 includes a remote damage diagnosis device 15 and a firewall 16. Further, the communication network 3 includes the Internet 17.
[0021]
FIG. 2 is an explanatory diagram showing a list of sensors 8 that are normally arranged in the power generation facility 1 illustrated in FIG. 1 and various sensors 8 that are disposed during a trial operation or special measurement of the power generation facility 1.
[0022]
In FIG. 2, the numbers (1) to (28) shown on the left are the types of monitoring information obtained from the sensors 8 arranged at various places, and the numbers (1) to (8) shown on the left are shown. Is the content of the driving information obtained from each monitoring information.
[0023]
Although FIG. 1 shows an example in which one sensor 8 is arranged for each major device, actually, as shown in FIG. 2, one or more major devices are arranged in one or more major devices. A number of sensors 8 are arranged, and monitoring information of each part of the main equipment is acquired.
[0024]
As shown in FIG. 1, each sensor 8 is coupled to an input terminal of a sensor amplifier 9 through a cable (not shown). This sensor amplifier 9 aggregates monitoring signals obtained from the sensors 8 that are normally arranged in the power generation facility 1 illustrated in FIG. 2 and various sensors 8 that are disposed during trial operation or special measurement of the power generation facility 1. Used for. One of the aggregated monitoring signals output from the sensor amplifier 9 is supplied to the control device 10, and the other is supplied to the monitoring signal analysis device 12.
[0025]
At this time, the control device 10 forms operation control information for each type of equipment constituting the power generation facility 1 based on the supplied monitoring signal. In this operation control information, when a monitoring signal indicating an abnormality in the operation status of any device constituting the power generation facility 1 or damage to the device is detected, an alarm indicating the occurrence of the device abnormality or damage, In some cases, control information for stopping the operation of the power generation facility 1 is included.
[0026]
In addition, the monitoring signal analyzer 12 performs frequency analysis on the monitoring signal waveform based on a part of the monitoring signals supplied to form frequency analysis information. The formed frequency analysis information is supplied to the recording device 13 as the first diagnosis information together with a part of the monitoring signal corresponding thereto, and is temporarily recorded in the recording device 13. The recording device 13 records a monitoring signal waveform at a time interval determined by the recording capacity and the amount of recording data and the frequency analysis information thereof, and the recorded contents are always overwritten. In this case, since the analysis of the monitoring signal performed by the monitoring signal analyzer 12 is mainly frequency analysis, it is preferable to use a higher sampling frequency than the sampling frequency used for forming the operation control information in the control device 10, Thereby, useful data when performing damage diagnosis of various devices constituting the power generation facility 1 can be obtained.
[0027]
The output end of the control device 10 is connected to the input end of the damage diagnosis device 11 via a cable, and the operation control information output from the control device 10 is supplied to the damage diagnosis device 11 as second diagnosis information together with the corresponding monitoring information. Is done. At this time, the damage diagnosis apparatus 11 has an internal memory (not shown), and the supplied second diagnosis information is stored in the internal memory. Further, at the time of transmission timing, the damage diagnosis apparatus 11 reads the second diagnosis information stored in the internal memory, and transmits the read second diagnosis information to the monitoring facility 2 via the firewall 14 and the Internet 17. When the second diagnostic information arrives through the Internet 17, the monitoring facility 2 supplies the second diagnostic information from the firewall 16 to the remote damage diagnostic apparatus 15.
[0028]
The damage diagnostic device 11 not only receives the second diagnostic signal from the control device 10 and stores it in the internal memory, but also reads out the first diagnostic signal recorded in the recording device 13 in some cases and reads the read first diagnostic signal. Is saved in the internal memory. As described above, in the case where the damage diagnosis apparatus 11 captures the first diagnosis signal from the recording apparatus 13, the operation state of the diagnosis target device is stabilized, and the monitoring signal and the operation information illustrated in FIG. For example, when a preset value (preset value) is reached, or when a preset time (preset time) has elapsed, the other one is a damage diagnosis device from the remote damage diagnosis device 15 through the Internet 17. 11 when there is a request for taking in the first diagnosis information. In addition, capture is also performed when an event such as start, stop, or trip occurs. In any case, the damage diagnosis device 11 acquires the first diagnosis information recorded in the recording device 13, stores the acquired first diagnosis information in the internal memory, and when the transmission timing arrives, The first diagnostic information is read out from the remote controller, and the read first diagnostic information is transmitted to the remote damage diagnostic apparatus 15 through the Internet 17.
[0029]
When the first diagnosis information is supplied, the remote damage diagnosis device 15 displays frequency analysis information, a corresponding monitoring signal waveform, and the like on the display unit, and diagnoses the operation status of the corresponding device by viewing the display content. I do.
[0030]
By the way, the example illustrated in FIG. 2 shows an example of a monitoring signal when the gas turbine 4 is used as the monitoring signal supplied to the monitoring signal analyzer 12. In the gas turbine 4, the exhaust gas temperature, the turbine 4_ThreeWheel space temperature, compressor 4₁Discharge air temperature and discharge air pressure, combustor 4₂Flame holder temperature, combustor 4₂A plurality of sensors 8 are arranged to detect the fuel flow rate, inlet air temperature, inlet air pressure rotation speed, bearing vibration, shaft vibration, bearing metal temperature, and the like. Further, during the trial operation of the gas turbine 4 or during special measurement, the compressor 4₁Pressure, air temperature, pressure fluctuation, combustor 4₂Combustion gas pressure fluctuation, temperature fluctuation, compressor 4₁Blade distortion, compressor 4₂Blade temperature, turbine blade distortion, turbine blade temperature, combustor 4₂Distortion, combustor 4₂Similarly, a plurality of sensors 8 are arranged to detect the temperature, casing temperature, casing distortion, casing displacement, casing displacement, and the like. The monitoring signal may be obtained from any one of these sensors 8.
[0031]
Next, FIG. 3 is a main part configuration diagram showing a configuration example when various sensors 8 are arranged in the gas turbine 4 shown in FIG. 1, and FIG. 4 shows the sensor 8 shown in FIG. 3 is a main part configuration diagram showing an example of a connection state with a sense amplifier 9; FIG.
[0032]
3 and 4, the same reference numerals are given to the same components as those shown in FIG.
[0033]
As shown in FIG. 3, the compressor 4₁The stationary blade 18 is fitted to the casing 19 via a dovetail, and the moving blade 20 is fitted to the rotor 21 via the dovetail. The plurality of pressure sensors 22 are attached to holes formed in the casing 19, respectively.₁The fluctuating pressure of the stationary blade position is measured. In general, the compressor 4₁The stationary vane 18 undergoes a pressure fluctuation called a rotation stall in a low rotational speed region at the time of start-up, and receives higher fluid excitation than during rated operation. For this reason, it is important to arrange a plurality of pressure sensors 22 in the casing 19 and to accurately evaluate the occurrence of damage due to pressure fluctuations at the time of turning stall.
[0034]
As shown in FIG. 4, the pressure sensor 22 is disposed in the casing 19 and the compressor 4₁Alternatively, a strain gauge 23 may be attached to the stationary blade 18 to detect the stationary blade distortion due to the vibration of the stationary blade 18. At this time, the monitoring signal obtained from the pressure sensor 22 and the monitoring signal obtained from the strain gauge 23 are both supplied to the monitoring signal analyzer 12 via the sensor amplifier 9. The monitoring signal analysis device 12 performs frequency analysis on the supplied monitoring signal at a preset sampling frequency on the order of several tens of kHz, and the obtained frequency analysis information is temporarily recorded in the recording device 13 together with the monitoring signal.
[0035]
Next, FIGS. 5A and 5B are characteristic diagrams showing an example of a time-varying pressure waveform in the monitoring signal detected by the sensor 8 shown in FIG. 3, and FIG. It is an example which shows the signal waveform which pressure has generate | occur | produced, (b) is an example which shows the signal waveform which hardly produces fluctuating pressure.
[0036]
5A and 5B, the horizontal axis represents time, and the vertical axis represents fluctuating pressure.
[0037]
FIG. 6 is a characteristic diagram showing a fluctuation pressure spectrum obtained by frequency analysis of the fluctuation pressure waveform obtained in the characteristic diagram shown in FIG. 5. The rear spectrum is shown in FIG. Correspondingly, the front spectrum corresponds to FIG.
[0038]
In FIG. 6, the compressor 4 whose frequency is expressed in Hz in the horizontal direction and in% in the depth direction.₁The normalized rotation speed and the height direction of the rotor 21 are the fluctuation pressure amplitude.
[0039]
Compressor 4₁When the sensor 8 is disposed on the stationary blade 18, a monitoring signal having a fluctuating pressure waveform as shown in FIG. 5A or FIG. 5B is obtained from the sensor 8, and the monitoring having the fluctuating pressure waveform is obtained. The signal is recorded in the recording device 13. Further, the monitoring signal having this fluctuating pressure waveform is frequency-analyzed by the monitoring signal analyzer 12 to form frequency analysis information having a fluctuating pressure spectrum as shown in FIG. 6, and the frequency analysis information having this fluctuating pressure spectrum is also included. It is recorded in the recording device 13.
[0040]
When there is a case where the damage diagnostic apparatus 11 captures the first diagnostic signal as described above, the damage diagnostic apparatus 11 captures the first diagnostic signal composed of the fluctuation pressure waveform and the fluctuation pressure spectrum recorded in the recording apparatus 13. Compressor 4₁In the case where the sensor 8 is arranged on the stationary blade 18 and the first diagnostic signal is captured, a rotation stall of the turbine occurs when the turbine is started. . Then, the damage diagnosis device 11 takes in the first diagnosis signal composed of the fluctuation pressure waveform and the fluctuation pressure spectrum recorded in the recording device 13 when the rotation speed of the turbine increases and reaches the rated rotation speed. Just do it.
[0041]
Even in this case, the damage diagnosis apparatus 11 stores the captured first diagnosis signal in the internal memory, and at the transmission timing, the damage diagnosis apparatus 11 is coupled to the remote damage diagnosis apparatus 15 through the Internet 17 to thereby perform the first diagnosis. After the signal is read from the internal memory, it is transmitted to the remote damage diagnosis device 15 through the firewall 14, the Internet 17, and the firewall 16.
[0042]
Upon receiving the first diagnostic signal, the remote damage diagnostic device 15 displays the fluctuation pressure waveform and the fluctuation pressure spectrum on the display unit, and the compressor 4 based on the display content.₁Diagnose the damage.
[0043]
Here, FIG. 7 shows the compressor 4₁It is an analysis figure which shows an example of the state of an analysis model when a variable pressure spectrum is added to a finite element method analysis model as a load condition at the time of damage diagnosis of this.
[0044]
FIG. 8 is a characteristic diagram showing an example of a stress spectrum obtained from the analysis result in FIG. In FIG. 8, the horizontal axis represents normalized frequency (f / fn), and the vertical axis represents stress.
[0045]
Further, FIG. 9 shows the compressor 4 by synthesizing the stress spectrum shown in FIG.₁It is a characteristic view which shows an example of the time history waveform of the vibration stress of the stationary blade 18 of this. In FIG. 9, the horizontal axis represents time, and the vertical axis represents stress.
[0046]
The time history waveform of the vibration stress obtained in this way is used to calculate the fatigue damage rate Df of the stationary blade 18 per start using a damage law such as a modified minor law together with the fatigue strength data of the forming material of the stationary blade 18. It can be used for calculation. Then, the fatigue damage rate Df of the stationary blade 18 per startup is used for evaluation of the cumulative damage rate of the stationary blade 18 by accumulating, and a replacement plan for the stationary blade 18 can be made based on the result.
[0047]
Further, as shown in FIG. 4, a strain gauge 23 is attached to the stationary blade 18, the monitoring signal obtained from the strain gauge 23 is subjected to frequency analysis by the monitoring signal analyzer 12, and the obtained frequency analysis information is recorded. When recording in the apparatus 13, the fatigue damage rate of the stationary blade 18 may be calculated using a monitoring signal obtained from the strain gauge 23 instead of using a monitoring signal having a fluctuating pressure waveform.
[0048]
In the description so far, the fatigue damage of the stationary blade 18 is diagnosed and evaluated. However, in addition to the diagnosis of the fatigue damage of the stationary blade 18, the compressor 4₁Diagnosis and evaluation of fatigue damage of the rotor blades 20 and turbine blades, and the combustor 4 of the gas turbine 4₂It is possible to evaluate wear and fatigue damage due to the combustion vibration of the.
[0049]
In addition to this, the compressor 4₁It is also possible to perform fatigue damage evaluation due to shaft vibration of the rotor 21. When this fatigue damage evaluation is performed, the sensor 8 that detects the bearing vibration (12) and the sensor 8 that detects the shaft vibration (13) shown in FIG. The monitored signal thus supplied is supplied to the monitor signal analyzing device 12, where frequency analysis is performed.
[0050]
FIG. 10 is a characteristic diagram showing an example of a water flow of the shaft vibration obtained when the monitoring signal representing the shaft vibration is subjected to frequency analysis by the monitoring signal analyzer 12. In FIG. 10, the horizontal direction is the frequency expressed in Hz, the vertical direction is the rotational speed of the rotor 21 expressed in RPM, and the height direction is the vibration amplitude expressed in μm.
[0051]
The shaft vibration water flow obtained in this way can be used for damage diagnosis evaluation and abnormality diagnosis evaluation of the rotor 21 from the frequency at which the vibration amplitude peaks.
[0052]
Compressor 4₁When the damage diagnosis of the stationary blade 18 and the moving blade 20 is performed, the vibration of the stationary blade 18 at the time of turning stall is about 100 Hz, whereas the moving blade based on the passing frequency of the moving blade 20 is used. The vibration of 20 has a frequency of about several kHz. For this reason, in the case of performing damage diagnosis evaluation by vibration of the moving blade 20 by the passing frequency of the moving blade 20, compared with the case of performing damage diagnosis evaluation by vibration of the stationary blade 18 at the time of turning stall, the monitoring signal analysis device 12 It is necessary to increase the sampling frequency.
[0053]
For this reason, the remote damage diagnosis apparatus 15 shown in FIG. 1 is provided with an input interface (not shown in FIG. 1) for changing the sampling frequency of the monitoring signal analysis apparatus 12. This input interface can change the sampling frequency used when the monitoring signal analysis device 12 performs frequency analysis of the monitoring signal on the remote damage diagnosis device 15 side.
[0054]
In the remote damage diagnosis device 15, the compressor 4₁The first diagnostic information obtained based on the monitoring signal obtained from the stationary blade 18 is displayed on the display unit, and the compressor 4₁When the damage diagnosis evaluation of the stationary blade 18 is performed, the damage diagnosis evaluation ends, and the compressor 4₁The first diagnosis information obtained based on the monitoring signal obtained from the moving blade 20 is displayed on the display unit, and the compressor 4₁When the damage diagnosis of the rotor blade 20 is performed, if the changing process is performed to increase the sampling frequency of the monitoring signal analyzer 12 through this input interface, the first diagnosis information is always accurate to the information content. Damage diagnosis and evaluation can be performed in the state of the above.
[0055]
In the above-described embodiment, the example in which the Internet 17 is used as the communication network has been described. However, the communication network according to the present invention is not limited to the Internet 17, and other communication similar to the Internet 17 is possible. Of course, a network may be used.
[0056]
【The invention's effect】
  As described above, according to the present invention, a sensor for individually monitoring the operating state of various devices is combined with each of the various devices constituting the power generation facility, and the monitoring signals obtained from those sensors are aggregated, The aggregated monitoring signal is supplied to the control device to form operation control information for various devices, and at least the second diagnosis information including the operation control information is stored in the internal memory of the damage diagnosis device. The monitoring signal analyzer generates frequency analysis information by frequency analysis of a part of the collected monitoring signals.When the frequency analysis information sampling frequency was obtained by using a higher frequency than the operation control information sampling frequency formed by the control device,The frequency analysis information is recorded in a separate recording device, and the information transmitted from the damage diagnosis device to the remote damage diagnosis device through the communication network is usually the second diagnosis information stored in the internal memory. However, if necessary, the first diagnosis information and the second diagnosis information are transmitted when the first diagnosis information is stored in the internal memory. Compared with the device, the burden on the communication network can be greatly reduced, and the first diagnosis information and the second diagnosis information can be transmitted and supplied to the remote damage diagnosis device, resulting in a decrease in diagnosis accuracy. FlowerIn addition, since the sampling frequency of the frequency analysis information is formed using a frequency higher than the sampling frequency of the operation control information formed by the control device, the analysis accuracy of the frequency analysis information can be increased. The diagnostic accuracy of the remote damage diagnostic device using diagnostic information can be improved.There is an effect.
[Brief description of the drawings]
BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS FIG. 1 is a block diagram showing an essential configuration of an embodiment of a remote damage diagnosis apparatus for a power generation facility according to the present invention.
FIG. 2 is an explanatory diagram showing a list of sensors that are normally arranged in the power generation facility shown in FIG. 1 and various sensors that are arranged during a trial operation or special measurement of the power generation facility.
3 is a main part configuration diagram showing a configuration example when various sensors are arranged in the gas turbine shown in FIG. 1; FIG.
4 is a main part configuration diagram illustrating an example of a connection state between a sensor and a sense amplifier illustrated in FIG. 3; FIG.
FIG. 5 is a characteristic diagram showing an example of a time-varying pressure waveform in the monitoring signal detected by the sensor shown in FIG. 3;
6 is a characteristic diagram showing a fluctuating pressure spectrum obtained by frequency analysis of the fluctuating pressure waveform obtained from the characteristic diagram shown in FIG. 5. FIG.
FIG. 7 is an analysis diagram showing an example of a state of an analysis model when a fluctuating pressure spectrum is added as a load condition to the finite element method analysis model at the time of compressor damage diagnosis.
8 is a characteristic diagram showing an example of a stress spectrum obtained from the analysis result in FIG.
FIG. 9 is a characteristic diagram showing an example of a time history waveform of vibration stress of a stationary blade of a compressor by synthesizing the stress spectrum shown in FIG.
FIG. 10 is a characteristic diagram showing an example of a water flow of shaft vibration obtained when a monitoring signal representing shaft vibration is subjected to frequency analysis by a monitoring signal analyzer.
[Explanation of symbols]
1 Power generation facilities
2 monitoring facilities
3 Communication network
4 Gas turbine
4₁   Compressor
4₂   Combustor
4_Three   Turbine
5 First generator
6 Steam turbine
6₁   Waste heat recovery boiler
6₂   Turbine
6_Three   Condenser
7 Second generator
8 Sensor
9 Sensor amplifier
10 Control device
11 Damage diagnosis device
12 Monitoring signal analyzer
13 Recording device
14 Firewall
15 Remote damage diagnosis device
16 Firewall
17 Internet
18 stator vane
19 Casing
20 moving blades
21 Rotor
22 Pressure sensor
23 Strain sensor

Claims

The power generation facility comprises a power generation facility and a monitoring facility connected to the power generation facility through a communication network. The power generation facility is coupled to the various devices constituting the power generation facility and the various devices. A plurality of sensors to be monitored, a sensor amplifier that aggregates monitoring signals obtained from the plurality of sensors, a control device that forms operation control information of the various devices based on the aggregated monitoring signals, and the control device A monitoring signal analyzer for forming frequency analysis information obtained by frequency analysis of a part of the aggregated monitoring signal using a sampling frequency higher than a sampling frequency used for forming operation control information, the frequency analysis information, and the monitoring signal sampling frequency used the first diagnostic information comprising a part of the formation of the running control information in the control device A recording apparatus for recording using a sampling frequency higher than, and at least the control device damage diagnosis apparatus to be stored in the internal memory of the second diagnostic information consisting of the operation control information and the monitoring signal received from the The monitoring facility includes a remote damage diagnosis apparatus connected to the damage diagnosis apparatus through the communication network, and the remote damage diagnosis apparatus is selectively transmitted from the damage diagnosis apparatus through the communication network. A remote damage diagnosis system for a power generation facility, wherein damage diagnosis of the various devices is performed using information and / or the second diagnosis information.

When the first diagnostic information reaches a preset value, the damage diagnostic apparatus reads the first diagnostic information from the recording device and stores it in the internal memory, and the remote damage diagnosis together with the second diagnostic information. 2. The remote damage diagnosis system for a power generation facility according to claim 1, wherein the system is transmitted and supplied to the apparatus.

When there is a request for taking in the first diagnosis information from the remote damage diagnosis apparatus, the damage diagnosis apparatus reads out the first diagnosis information from the recording apparatus and stores it in the internal memory, and stores the second diagnosis information. The remote damage diagnosis system for a power generation facility according to claim 1, wherein the remote damage diagnosis system is transmitted and supplied to the remote damage diagnosis apparatus.

4. The power generation facility according to claim 1, wherein the remote damage diagnosis apparatus includes an input interface that changes a sampling frequency of frequency analysis information formed by the monitoring signal analysis apparatus . 5. Remote damage diagnosis system.