JP6811066B2 - リスク評価装置、リスク変化量の評価方法及びプログラム - Google Patents

Description

本発明は、リスク評価装置、リスク変化量の評価方法及びプログラムに関する。

発電プラント等では、プラントの状態を示す情報を入力すると、そのプラントの状態が示すリスクを評価するリスクモニタと呼ばれる評価装置が導入されていることがある。プラントの管理者は、リスクモニタが表示するリスク評価値を参照して、日々のプラントの安全管理を行う。また、プラントの状態が変化したときのリスクを把握するために、変化後のある状況下におけるプラントの状態を示す情報を入力してリスク評価を行い、どのような状態になるとリスクが高まるのか等を把握し、運転計画や保守・点検計画の立案に役立てることができる。

なお、関連する技術として、特許文献１には、地震情報や津波情報を受信し、地震による機器の損傷確率と津波による機器の損傷確率とを各々算出し、さらに地震と津波の重畳現象による機器の損傷確率を算出して表示するプラントの機器損傷可能性予測表示システムについて記載がある。

特開２０１６−４４５２号公報

ところで、あるプラント機器について冗長システムが構成されている場合、地震発生時に冗長システムのうちの１台のプラント機器が故障したとする。この場合、冗長システムを構成する他のプラント機器の中でどの程度故障が発生するかについて、明確な相関係数を定めることに課題がある場合が多い。このような場合、冗長システムを構成する各プラント機器の故障の発生は完全相関するものと仮定してリスク評価を行うことがある。故障の発生が完全相関するとは、例えば、あるプラント機器の冗長システムが機器Ａと機器Ｂとで構成されている場合、機器Ａが地震によって故障すると、機器Ｂも同時に必ず故障することをいう。しかし、機器Ａと機器Ｂの故障の発生が完全相関すると仮定すると、仮に機器Ａが待機除外となった場合、機器Ａの待機除外によるリスクの増加量が０として評価される為、適切なリスク評価ができないという問題があった。

そこでこの発明は、上述の課題を解決することのできるリスク評価装置、リスク変化量の評価方法及びプログラムを提供することを目的としている。

本発明の第１の態様は、プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行うリスク評価部と、前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを、前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える相関モデル切替部と、を備えるリスク評価装置である。

本発明の第２の態様では、前記相関モデル切替部は、前記リスク変化量の算出にあたって、前記待機除外の前に前記機器群の故障が完全独立することを示す第２の前記相関モデルに切り替えてもよい。

本発明の第３の態様における前記リスク評価部は、前記待機除外の前後におけるリスク変化量を、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づくリスク評価値と、前記待機除外の前に前記相関モデル切替部が切り替えた第２の前記相関モデルに基づくリスク評価値との差によって算出してもよい。

本発明の第４の態様における前記リスク評価部は、所定の要因の発生によって生じる前記機器群における故障の相関が不明な場合に、第１の前記相関モデルとして前記完全相関することを示す相関モデルを用いてリスク評価を行ってもよい。

本発明の第５の態様における前記所定の要因は地震である。

本発明の第６の態様において前記リスク評価部は、所定の要因の発生時のリスクを算出するにあたり、前記待機除外前について、前記完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づく第一リスク評価値を算出し、前記待機除外後について、前記完全相関することを示す第３の前記相関モデルに基づく第二リスク評価値を算出し、さらに、前記所定の要因の発生時に、前記所定の要因の発生とは関係なく生じる前記機器群における故障について、前記待機除外前における第三リスク評価値と、前記待機除外後における第四リスク評価値とをそれぞれ算出し、前記所定の要因の発生時における前記待機除外前の前記プラントに生じるリスクについて、前記第一リスク評価値と前記第三リスク評価値とを合計して算出し、前記所定の要因の発生時における前記待機除外後の前記プラントに生じるリスクについて、前記第二リスク評価値と前記第四リスク評価値を合計して算出してもよい。

本発明の第７の態様における前記リスク評価部は、前記待機除外前における第２の前記相関モデルに基づく第五リスク評価値をさらに算出し、前記所定の要因の発生時における前記待機除外後のリスクの増加量を、前記第一リスク評価値から前記第五リスク評価値を減じた値と、前記第二リスク評価値と前記第四リスク評価値を合計した値から前記第一リスク評価値と前記第三リスク評価値を合計した値を減じた値と、の合計によって算出してもよい。

本発明の第８の態様は、プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行うリスク評価装置が、前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える、リスク変化量の評価方法である。

本発明の第９の態様は、リスク評価装置のコンピュータを、プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行う手段、前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える手段、として機能させるためのプログラムである。

本発明によれば、冗長化された複数の機器の故障が完全相関すると仮定されている場合に、複数の機器のうちの１台が待機除外となった後のリスクの変化量を適切に評価することができる。

本発明の一実施形態におけるプラントとリスク評価装置の概略図である。 本発明の一実施形態におけるリスク評価装置の構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態における相関モデルの切り替え処理の一例を示す図である。 本発明の一実施形態における待機除外後のリスク増加量の評価方法を説明する第一の図である。 本発明の一実施形態における待機除外後のリスク増加量の評価方法を説明する第二の図である。 本発明の一実施形態におけるリスク評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。 従来のリスク評価方法を示す第一の図である。 従来のリスク評価方法を示す第二の図である。

＜実施形態＞
以下、本発明の一実施形態によるリスク評価装置を図１〜図８を参照して説明する。
図１は、本発明の一実施形態におけるプラントとリスク評価装置の概略図である。
図１に示すリスク評価装置１０は、プラント１００から、プラント機器の運転データやプラント機器の冗長性、プラント機器の稼働状態などを含むプラント運転情報や、冗長化されたプラント機器に対する待機除外設定情報など、プラントの状態を示すプラント状態情報を取得し、そのプラント状態情報が示すプラントのリスク評価を行う。例えば、リスク評価装置１０とプラント１００とは通信可能に接続されており、リスク評価装置１０は、プラント１００からリアルタイムにプラント状態情報を取得する。あるいは、プラントの管理者等が、プラント状態情報をリスク評価装置１０に入力してもよい。リスク評価装置１０は、これらのプラント状態情報を入力パラメータとし、確率論的安全評価（PSA：Probabilistic Safety Assessment）等の手法によって、プラント状態に対応するリスクを定量化する。

プラント１００は、例えば、複数のプラント機器（発電機システム１、プラント機器２、プラント機器３・・・）を備える原子力発電所である。リスク評価装置１０は、これら複数のプラント機器等からプラント状態情報を取得しリスク評価を行う。本実施形態では、説明の便宜のため、リスク評価装置１０が、発電機システム１のプラント状態情報を取得し、プラント１００のリスクとして、炉心損傷の発生頻度（CDF :Core Damage Frequency）を評価する場合を例に以下の説明を行う。また、ＣＤＦを評価する状況として、地震発生時の発電機システム１の故障に対するＣＤＦを評価する場合を例に以下の説明を行う。

発電機システム１は、例えば、プラント１００に外部からの電力供給が停止したときに発電を行うシステムである。発電機システム１は、２つの発電機（発電機Ａおよび発電機Ｂ）を含んだ冗長システムとして構成されている。例えば、発電機Ａ、発電機Ｂは非常用ディーゼル発電機であって、発電機システム１が稼働する状況になると、発電機Ａと発電機Ｂが稼働して発電を行うが、発電機Ａと発電機Ｂのどちらかが稼働すれば、必要な電力供給を行うことができる。しかし、発電機Ａが故障中、メンテナンス中などで発電できない状況では、発電機Ｂが単独で稼働して発電を行う。以下、冗長化システムを構成する機器（例えば、発電機Ａおよび発電機Ｂ）を冗長機器と呼ぶ場合がある。
外部からの電力供給が停止した状況で、発電機システム１が稼働せず、プラント１００への電力供給が停止・不足等すると、原子炉の炉心損傷リスクが高まる。リスク評価装置１０は、発電機システム１のプラント状態情報を入力して、発電機システム１の稼働状態に対する炉心損傷リスク（ＣＤＦ）を評価する。

次に従来のリスク評価装置が行う地震発生時における上記の発電機システム１の状態に対するＣＤＦの評価方法について説明する。
図７は、従来のリスク評価方法を示す第一の図である。
図７に発電機システム１の故障を判定する相関モデル（フォルトツリー）を示す。図７の相関モデルは、発電機システム１の故障が、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障との論理積（ＡＮＤ）として表されることを示している。つまり、発電機Ａと発電機Ｂが共に故障している場合に発電機システム１は故障しているとみなされる。また、図中、「ＤＧａｂ」が記載された丸印は、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障が完全相関する事象であることを示している。完全相関とは、発電機Ａが故障すると必ず発電機Ｂも故障することを意味する。図７の相関モデルにおいては、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障とが共に事象「ＤＧａｂ」によって生じるとして設定されている。例えば、発電機Ａが故障する場合、事象「ＤＧａｂ」が生じているので、発電機Ｂも故障する（完全相関）。すると、発電機Ａと発電機Ｂが両方故障することになり、発電機システム１は故障していることになる。つまり、図７の相関モデルを適用してリスク評価を行う場合、一方の発電機（発電機Ａまたは発電機Ｂ）が故障すると、他方の発電機（発電機Ｂまたは発電機Ａ）も故障し、その結果、発電機システム１が故障することになる。

一般的に、冗長システムを構成するプラント機器のうち、あるプラント機器が故障したときに残りのプラント機器が故障する確率については、所定の相関係数ｋ（０＜ｋ＜１）が算出されていて、その相関係数ｋによって判断する場合が多い。しかし、地震によって発生するプラント機器間の故障の相関係数ｋを明確に定めることは困難であり、安全性に配慮してより保守的に最大のリスクを想定したリスク評価を行うため、複数のプラント機器の故障は完全相関（ｋ＝１）するものとして扱われる。このような理由から、従来のリスク評価方法では、地震発生による発電機Ａおよび発電機Ｂの故障の評価を図７に示す完全相関することを示す相関モデルによって行っている。
次に図７に示す相関モデルを用いて評価されたＣＤＦについて説明する。

図８は、従来のリスク評価方法を示す第二の図である。
図８に図７の相関モデルによって発電機システム１の状態を判定した場合の、地震発生時の発電機システム１の状態変化とＣＤＦとの関係を示す。図８（ａ）は、従来のリスク評価方法による地震発生時の発電機システム１の状態変化とＣＤＦの関係を示す図である。図８（ａ）のグラフの縦軸はＣＤＦ、横軸は時間経過を示す。後述するように図８（ａ）のグラフは、図８（ｂ）のグラフと図８（ｃ）のグラフを加算（合計）したものである。図８（ａ）に示す「ＤＧ１台待機除外」とは、地震発生時に１台の発電機（例えば発電機Ａ）が故障やメンテナンスなどによって、稼働可能な状態から除外された状態になることをいう。「ＤＧ１台待機除外」の前後を比べると、待機除外後のＣＤＦは、待機除外前のＣＤＦに比べ上昇していることが分かる。待機除外前後のＣＤＦの変化を理解するために、ＣＤＦを構成する成分を「地震損傷（地震による損傷）」に関して評価されるＣＤＦと、地震に関係なく生じる「ランダム故障」に関して評価されるＣＤＦとに分解して考える。

図８（ｂ）は、従来のリスク評価方法による地震を原因とする発電機システム１の状態変化とＣＤＦの関係を示す図である。上述のとおり、図７で説明した相関モデルを用いる従来のリスク評価方法では、地震による発電機Ａと発電機Ｂに生じる故障は完全相関していると考える。従って、発電機Ａと発電機Ｂの何れかが地震の影響で故障し、待機除外となると発電機Ａおよび発電機Ｂの両方が故障する。故障の確率が完全相関すると仮定しているので、「ＤＧ１台待機除外」前における発電機Ａおよび発電機Ｂの両方が稼働可能な状態であっても、より安全側に立った保守的な立場から、１台の発電機が故障したら発電機システム１が停止する（予備の発電機が１台もない状態である）とみなしてリスク評価を行う。また、待機除外後には発電機Ａと発電機Ｂのうち何れか１台だけが稼働可能な状態となるが、これは待機除外前に想定している状態（１台が故障すると発電機システム１が停止する）と同様である。従って、「ＤＧ１台待機除外」前における発電機システム１の故障によるＣＤＦと、「ＤＧ１台待機除外」後における発電機システム１の故障によるＣＤＦとでは、変化が無く一定となる。このように、冗長機器の故障が完全相関すると仮定したプラント機器に対するリスク評価では、機器の待機除外によるリスクの増加量が０として評価される。換言すれば、待機除外後に冗長性が失われることによるリスク増加量が０として評価される。

図８（ｃ）は、従来のリスク評価方法によるランダム故障による発電機システム１の状態変化とＣＤＦの関係を示す図である。ここでランダム故障とは、地震以外の要因で生じる（地震の発生とは関係なく生じる）故障である。ランダム故障には、例えば、起動時の故障や運転中の故障等が含まれる。このランダム故障の場合、冗長機器間での故障の相関係数ｋ（０＜ｋ＜１）は、例えば過去の故障発生データに基づく各種検証やシミュレーション等により予め算出されていることが多い。相関係数ｋが既知である場合、相関係数ｋに基づいて、待機除外後に冗長性が失われることによるリスク増加量（ΔＣＤＦ）を計算することができる。図８（ｃ）に示すように、待機除外後は、冗長性が失われる為、その分のリスク（ΔＣＤＦ）が増加している。

図８（ａ）の説明にもどる。上記のように、図８（ａ）のグラフは、地震損傷によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦを加算して得られるグラフである。地震発生時のＣＤＦとしては、地震の影響によって生じる発電機システム１の故障によるＣＤＦの他に、地震の発生に関係なく常に発電機システム１について生じ得る故障（ランダム故障）によるＣＤＦを考慮しなければならない。従って、地震発生時のＣＤＦ（の大きさ）を評価する場合、地震発生によるＣＤＦ評価（図８（ｂ））とランダム故障によるＣＤＦ評価（図８（ｃ））を加算して得られる図８（ａ）のグラフが示すＣＤＦの値を用いる。

ここで、地震発生時のリスクの大きさ（絶対値）を評価する場合、プラントの管理者は、完全相関モデルをベースにした図８（ａ）に示すＣＤＦの値（リスク評価値）によって、地震発生時のプラント１００のリスクを把握しても大きな問題はない。なぜならば、完全相関モデルの場合、冗長構成を有するプラント機器についても、その待機除外の前後を通じて、予備機による補償を考えない相関モデルを適用することで、リスクを保守的に（最大のリスクを想定して）評価することができるためである。

しかし、待機除外の前後におけるリスクの変化に注目すると、完全相関モデルに基づく、図８（ａ）が示すリスク増加量（ΔＣＤＦ）は適切では無い。なぜならば、完全相関モデルに基づいてリスク評価を行う場合、上記のとおり、待機除外後に冗長性が失われることによるリスク増加量が無いものとして評価されるからである。例えば、４台の発電機で構成される発電機システムαと、２台の発電機で構成される発電機システムβがあって、どちらも１台の発電機が稼働可能であればよい場合、発電機システムαにて４台のうち１台が待機除外となった場合（３台が稼働可能）と、発電機システムβにて２台のうち１台が待機除外となった場合（１台のみが稼働可能）とでは、待機除外後のリスクは異なるはずである。現実的には、発電機システムαにて１台が待機除外となった後のリスク増加（ΔＣＤＦα）と発電機システムβにて１台が待機除外となった後のリスク増加（ΔＣＤＦβ）とを比べると、ΔＣＤＦα＜ΔＣＤＦβとなると考えられる。しかし、完全相関モデルによれば、ΔＣＤＦαとΔＣＤＦβは共に０となってしまい、現実と合わない。また、完全相関モデルによれば、待機除外となり冗長性が失われた（または低下した）場合のリスク増加が０と過小評価されるので、ΔＣＤＦと待機除外時間の積に制限値が設定されており、この制限値から許容待機時間（待機除外となったプラント機器の復旧に費やすことができる時間の許容値）を設定する場合、許容待機時間が過大評価される問題が生じることがある。例えば、発電機Ａが故障した状況で、実際より長時間の許容待機時間が許容されると評価してしまう可能性がある。そこで、本実施形態では、地震発生時のＣＤＦの大きさについては、従来通り、保守的なリスク評価値を算出しつつ、待機除外後のリスク増加分についても適切なリスク評価値を算出できるリスク評価装置１０を提供する。

図２は、本発明の一実施形態におけるリスク評価装置の構成例を示すブロック図である。
図２に示すリスク評価装置１０は、例えば、１台または複数台のサーバ端末装置やＰＣ（personal computer）などのコンピュータによって構成される。図２に示すようにリスク評価装置１０は、入力部１１と、出力部１２と、リスク評価部１３と、記憶部１４とを備える。また、入力部１１は、プラント運転情報取得部１１１と、待機除外設定取得部１１２とを備え、リスク評価部１３は、第一リスク評価部１３１と、第二リスク評価部１３２と、第三リスク評価部１３３と、相関モデル切替部１３４とを備える。

入力部１１は、プラント１００からのプラント状態情報の入力、ユーザ（プラントの管理者など）によるリスク評価装置１０への指示情報や設定情報などの入力を受け付け、それらの情報を取得する。より具体的には、入力部１１が備えるプラント運転情報取得部１１１は、プラント１００からプラント運転情報を取得する。あるいは、プラント運転情報取得部１１１は、ユーザが手入力したプラント運転情報を取得する。また、入力部１１が備える待機除外設定取得部１１２は、ユーザが入力した待機除外設定情報を取得する。

出力部１２は、種々の情報を出力する。例えば、出力部１２は、リスク評価部１３が算出したリスク評価値をディスプレイ等に出力し表示させる。

リスク評価部１３は、プラント状態情報に基づいてプラント１００が備えるプラント機器のリスクを評価する。より具体的には、第一リスク評価部１３１は、冗長機器の故障について完全相関が適用される要因（地震などの外的事象）に対して、待機除外設定前のリスク評価を行う。第二リスク評価部１３２は、完全相関が適用される要因によって生じる冗長機器の故障について、待機除外設定情報の入力に基づいて、相関モデル切替部１３４が切り替えたリスク相関モデルを用いて、待機除外設定前のリスク評価を行う。また、第三リスク評価部１３３は、冗長機器の故障について完全相関が適用される要因に対して、待機除外設定後のリスク評価を行う。なお、第一リスク評価部１３１、第二リスク評価部１３２、第三リスク評価部１３３は、完全相関が適用される要因によって生じる冗長機器の故障以外（ランダム故障による故障）については、所定の相関係数ｋ１を用いてリスク評価を行う。
相関モデル切替部１３４は、待機除外設定が入力された場合に、冗長機器の故障を判定する相関モデルを、完全相関モデルから相関係数ｋの値が１より低い他の相関モデルに変更する。

記憶部１４は、種々の情報を記憶する。例えば、記憶部１４は、プラント運転情報取得部１１１が取得したプラント状態情報やリスク評価部１３がリスク評価に用いる計算式、相関モデルなどを記憶する。
なお、リスク評価部１３は、リスク評価装置１０が備えるＣＰＵ（Central Processing Unit）が記憶部１４からプログラムを読み出し実行することで備わる機能である。
次に相関モデル切替部１３４による相関モデルの切り替え処理の一例について説明する。

図３は、本発明の一実施形態における相関モデルの切り替え処理の一例を示す図である。
図３に、待機除外後のリスク増加量を算出する際の相関モデルの切り替え例を示す。図３の左図は、図７で説明したものと同じ発電機Ａと発電機Ｂの故障が完全相関すると仮定した場合の相関モデルである。本実施形態では、従来のリスク評価方法と同様に、発電機Ａと発電機Ｂとがどちらも稼働可能な状態にある状況で、地震が原因で発電機システム１が故障し、それによって炉心損傷が生じるリスクを評価する場合、発電機Ａと発電機Ｂの故障が完全相関することを示す相関モデルを採用する。発電機Ａと発電機Ｂの故障が完全相関すると仮定しておけば、最大のリスクを想定することになり、より保守的なリスク評価値が得られる。
次にあるタイミングで、発電機Ａまたは発電機Ｂが何らかの要因による故障または計画的保守により待機除外の状態となる。このとき、完全相関の相関モデルを用いて待機除外前後のリスク評価を行うならば、図７、図８を用いて説明したように発電機の冗長性が失われた（または冗長構成の多重度が低下した）ことによる待機除外後のリスク増加量が０となってしまう。
そこで、本実施形態では相関モデル切替部１３４が、待機除外となる前のタイミングで発電機システム１の故障を判定する相関モデルを、完全相関から完全独立に切り替える処理を行う。

図３の右図に、切り替え後の相関モデルを示す。図３右図の相関モデルは、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障とが完全に独立した事象であることを仮定した相関モデルである。
図中、「ＤＧａ」が記載された丸印は、発電機Ａが地震によって故障した事象を示している。また、「ＤＧｂ」が記載された丸印は、発電機Ｂが地震によって故障した事象を示している。つまり、図３右図の相関モデルにおいては、発電機Ａの故障は事象「ＤＧａ」によって生じ、発電機Ｂの故障は事象「ＤＧｂ」によって生じるとして設定されている。従って、図３右図の相関モデルでは、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障が完全に独立しており、地震発生によって発電機Ａが故障したとしても、相関関係による共通要因で発電機Ｂが同時に故障するとは考えない。同様に発電機Ｂが地震によって故障したとしても、相関関係による共通要因で発電機Ａが同時に故障するとは考えない。
相関モデル切替部１３４は、ユーザが待機除外の設定入力をリスク評価装置１０に対して行うと、発電機システム１の故障を判定する相関モデルを、図３の左図に示す完全相関に基づく相関モデルから、図３の右図に示す完全独立に基づく相関モデルへ切り替える。次に切替後の相関モデルを用いたときの待機除外後のリスク増加量の評価方法について説明する。

図４は、本発明の一実施形態における待機除外後のリスク増加量の評価方法を説明する第一の図である。
図４に、図３で例示した相関モデルによって評価した場合の、地震発生時の発電機システム１の状態変化とＣＤＦとの関係を示す。図４のグラフの縦軸はＣＤＦ、横軸は時間経過を示す。図中、「Ｍｏｄｅｌ１」で示すＣＤＦの値は、リスク評価部１３が備える第一リスク評価部１３１が算出したリスク評価値である。第一リスク評価部１３１は、発電機システム１の地震による故障を、冗長機器の故障が完全相関すると仮定した相関モデルによって評価する。第一リスク評価部１３１は、地震による発電機システム１の故障の評価値（どの程度故障しやすいか）に基づいて地震によって生じるＣＤＦを算出する。また、発電機システム１のランダム故障による故障の評価値を、２重に冗長化された発電機Ａ、Ｂについて予め定められた相関係数ｋ１に基づく相関モデルによって評価する。第一リスク評価部１３１は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づいて、ランダム故障によって生じるＣＤＦを算出する。第一リスク評価部１３１は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦとを合計して「Ｍｏｄｅｌ１」で示すＣＤＦの値を算出する。

「Ｍｏｄｅｌ２」で示すＣＤＦの値は、リスク評価部１３が備える第二リスク評価部１３２が算出したリスク評価値である。第二リスク評価部１３２は、発電機システム１の地震による故障を、冗長機器の故障が完全独立すると仮定した相関モデルによって評価する。第二リスク評価部１３２は、地震による発電機システム１の故障の評価値に基づいて、地震によるＣＤＦを算出する。また、発電機システム１のランダム故障による故障の評価値を、２重に冗長化された発電機Ａ、Ｂについて予め定められた故障の相関係数ｋ１に基づく相関モデルによって評価する。第二リスク評価部１３２は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づいてランダム故障によるＣＤＦを算出する。第二リスク評価部１３２は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づいてランダム故障によるＣＤＦを算出する。第二リスク評価部１３２は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦとを合計して「Ｍｏｄｅｌ２」で示すＣＤＦの値を算出する。

「Ｍｏｄｅｌ３」で示すＣＤＦの値は、リスク評価部１３が備える第三リスク評価部１３３が算出したリスク評価値である。第三リスク評価部１３３は、発電機システム１の地震による故障を、冗長機器の故障が完全相関すると仮定した相関モデルによって評価する。第三リスク評価部１３３は、地震による発電機システム１の故障の評価値に基づいて地震によるＣＤＦを算出する。また、発電機システム１のランダム故障による故障の評価値を、待機除外により冗長化されていない状態での発電機Ａまたは発電機Ｂについての所定のリスクの評価方法によって評価する。第三リスク評価部１３３は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づいてランダム故障によるＣＤＦを算出する。第三リスク評価部１３３は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦとを合計して「Ｍｏｄｅｌ３」で示すＣＤＦの値を算出する。
なお、例えば、記憶部１４には、発電機システム１の故障の評価値に基づくＣＤＦを算出に用いる評価モデルが記録されていて、第一リスク評価部１３１等は、この評価モデルに基づいてＣＤＦを算出する。

ここで、「Ｍｏｄｅｌ１」および「Ｍｏｄｅｌ３」で示すＣＤＦの値の各々は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づくＣＤＦと、地震による冗長機器の故障が完全相関すると仮定した場合の発電機システム１の故障の評価値に基づくＣＤＦの合計である。つまり、これらの区間におけるＣＤＦの値は、図８（ａ）で例示したものと同様である。

一方、「Ｍｏｄｅｌ２」が示すＣＤＦの値は、ランダム故障による発電機システム１の故障の評価値に基づくＣＤＦと、地震による冗長機器の故障が完全独立すると仮定した場合の発電機システム１の故障の評価値に基づくＣＤＦとの合計である。冗長機器の故障が完全独立すると仮定した場合、発電機Ａが故障したとしても、発電機Ｂは故障するとは限らず、発電機Ｂが故障しない場合、発電機システム１は故障とはみなされない。従って、発電機Ａと発電機Ｂとが稼働可能な状態における「Ｍｏｄｅｌ２」が示すＣＤＦの値は、発電機Ａと同時に発電機Ｂが故障すると仮定した「Ｍｏｄｅｌ１」が示すＣＤＦの値よりも小さな値となる。

次にユーザが待機除外の設定を行った後のＣＤＦについて検討する。ユーザが、待機除外の設定を行うと発電機Ａと発電機Ｂとのうち一方が故障し、１台のみが稼働可能な状態となる。その状態では、予備の発電機が存在しない（冗長性が無い）ため、発電機システム１が故障する確率は、発電機Ａと発電機Ｂの故障が完全相関すると仮定した場合の発電機システム１の故障確率と同じになる。つまり、待機除外後の地震による故障によって生じるＣＤＦの増加量は、「Ｍｏｄｅｌ１」が示すＣＤＦの値と「Ｍｏｄｅｌ２」が示すＣＤＦの値との差として表わすことができる。この差を図中「地震によるリスク増加」にて示す。また、待機除外後には、地震とは関係のないランダム故障に基づくＣＤＦについても、冗長性が低下することによるＣＤＦの増加が発生する。この増加を図中「ランダム故障によるリスク増加」にて示す。リスク評価部１３は、第一リスク評価部１３１が算出したＣＤＦ（「Ｍｏｄｅｌ１」）から、第二リスク評価部１３２が算出したＣＤＦ（「Ｍｏｄｅｌ２」）を減算して、「地震によるリスク増加量」を算出する。また、リスク評価部１３は、第三リスク評価部１３３が算出したＣＤＦ（「Ｍｏｄｅｌ３」）から、第一リスク評価部１３１が算出したＣＤＦ（「Ｍｏｄｅｌ１」）を減算して、「ランダム故障によるリスク増加量」を算出する。そして、リスク評価部１３は、「地震によるリスク増加量」と「ランダム故障によるリスク増加量」とを合計して、待機除外後のリスク増加量を算出する。

このように、本実施形態では、待機除外後に冗長性が低下することによるリスク増加量は、冗長機器の故障が完全相関すると仮定して算出した待機除外前のリスクから、完全独立すると仮定して算出した待機除外前のリスクへのリスク低減量と考えることができることに着目して、待機除外後のリスク増加量を算出する。つまり、待機除外設定の所定時間前のタイミングにおいて、冗長機器の各々が故障するという事象の相関を、完全相関から完全独立に切り替える処理を行い、リスク低減量を算出する。そして、算出したリスク低減量（待機除外後に冗長性が失われることによるリスク増加量）と待機除外後のランダム故障によるリスク増加量とを合計して待機除外によるリスク増加量を算出する。これにより、リスク評価装置１０は、待機除外後に冗長性が低減したことによるリスク増加を見込んだ適切なリスク増加量を評価することができる。

図５は、本発明の一実施形態における待機除外後のリスク増加量の評価方法を説明する第二の図である。
図５を用いて、図４の説明を補足する。図５のグラフの縦軸はＣＤＦ、横軸は時間経過を示す。図５のＣＤＦ（ｄ）は、発電機Ａおよび発電機Ｂの故障が完全相関（相関係数ｋ＝１）すると仮定した場合のＣＤＦである。また、ＣＤＦ（ｉ）は、発電機Ａおよび発電機Ｂの故障が完全独立（相関係数ｋ＝０）すると仮定した場合のＣＤＦである。また、ＣＤＦ（ａ）は、発電機Ａの故障と発電機Ｂの故障との相関に実際の相関係数（０≦相関係数ｋ≦１）を仮定した場合のＣＤＦである。図５に示すように、待機除外前の状態において、ＣＤＦ（ｉ）＜ＣＤＦ（ａ）＜ＣＤＦ（ｄ）が成立する。また、待機除外後のリスク増加量について、ΔＣＤＦ２＝ＣＤＦ（ｄ）−ＣＤＦ（ｉ）、ΔＣＤＦ１＝ＣＤＦ（ｄ）−ＣＤＦ（ａ）としたとき、ΔＣＤＦ２＞ΔＣＤＦ１が成立する。このことから、本実施形態のように、待機除外前に完全独立と仮定した相関モデルに切り替えてＣＤＦを算出することで、最も大きなリスクを想定した最も保守的なリスク増加量（ΔＣＤＦ）を算出できることがわかる。

図６は、本発明の一実施形態におけるリスク評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。
図６を用いて、図１、図２の構成を例に、図４で例示したＣＤＦ及び待機除外後のリスク増加量の算出処理の流れについて説明する。
前提としてリスク評価部１３は、地震発生時の発電機システム１の故障に対するＣＤＦを評価する。
まず、プラント運転情報取得部１１１が、プラント運転情報を取得する（ステップＳ１１）。プラント運転情報には、発電機システム１の冗長度や稼働可能な発電機の台数などの情報が含まれている。プラント運転情報取得部１１１は、取得したプラント運転情報をリスク評価部１３に出力する。次にリスク評価部１３が、完全相関に基づくリスク評価値を算出する（ステップＳ１２）。具体的には、プラント運転情報に含まれる発電機Ａおよび発電機Ｂが稼働可能な状態であるという情報に基づいて、リスク評価部１３が第一リスク評価部１３１にリスク評価の指示を行う。第一リスク評価部１３１は、完全相関することを示す相関モデルに基づいて、待機除外前の地震によるＣＤＦを算出する。また、第一リスク評価部１３１は、所定の相関係数ｋ１に基づく相関モデルによって、待機除外前のランダム故障によるＣＤＦを算出する。第一リスク評価部１３１は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦを合計して、待機除外前における完全相関に基づくリスク評価値を算出する。第一リスク評価部１３１は、算出した完全相関に基づくリスク評価値（図４の「Ｍｏｄｅｌ１」が示すＣＤＦの値）を記憶部１４に記録する。

次に相関モデル切替部１３４が、待機除外後のリスク増加量を算出すべきシステムがあるかどうかを判定する（ステップＳ１３）。図１の構成例の場合、記憶部１４には、予め発電機システム１が発電機Ａと発電機Ｂを備えた冗長化システムであって、地震などの外的事象に対する発電機Ａおよび発電機Ｂの故障の相関に完全相関が仮定されていることを示す情報が記録されている。相関モデル切替部１３４は、この情報に基づいて、リスク増加量を算出すべきシステム（発電機システム１）があると判定する。また、故障時の相関モデルとして完全相関を仮定するシステムが存在しない場合等、リスク増加量を算出する必要が無いと判定する。なお、故障時の相関モデルとして完全相関を仮定するシステムが存在しない場合とは、例えば、リスクの評価対象としている故障の要因について、相関係数の値が既知である場合（地震のように相関係数の値が不明な要因が含まれない場合）である。

リスク増加量を算出すべきシステムがないと判定した場合（ステップＳ１３；Ｎｏ）、後述するステップＳ１６へ進む。一方、リスク増加量を算出すべきシステムがあると判定した場合（ステップＳ１３；Ｙｅｓ）、相関モデル切替部１３４は、システムの故障を評価する相関モデルを完全相関から完全独立へ切り替える（ステップＳ１４）。例えば、相関モデル切替部１３４は、冗長機器の故障の発生が完全独立することを示す相関モデルをリスク評価部１３に対して設定する。次にリスク評価部１３は、完全独立に基づくリスク評価値を算出する（ステップＳ１５）。具体的には、相関モデル切替部１３４が相関モデルを切り替えたことに基づいて、リスク評価部１３が第二リスク評価部１３２にリスク評価の指示を行う。第二リスク評価部１３２は、完全独立することを示す相関モデルに基づいて、待機除外前の地震によるＣＤＦを算出する。また、第二リスク評価部１３２は、所定の相関係数ｋ１に基づく相関モデルによって、待機除外前のランダム故障によるＣＤＦを算出する。第二リスク評価部１３２は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦを合計して、待機除外前における完全独立に基づくリスク評価値を算出する。第二リスク評価部１３２は、算出した完全独立に基づくリスク評価値（図４の「Ｍｏｄｅｌ２」が示すＣＤＦの値）を記憶部１４に記録する。

次に、待機除外設定取得部１１２が、ユーザによる待機除外の設定の入力を受け付ける（ステップＳ１６）。待機除外設定取得部１１２は、待機除外の設定が入力されたことを示す情報（待機除外設定情報）をリスク評価部１３に出力する。次にリスク評価部１３が、待機除外後のリスクについて完全相関に基づくリスク評価値を算出する（ステップＳ１７）。具体的には、待機除外が設定されたことに基づいて、リスク評価部１３が第三リスク評価部１３３にリスク評価の指示を行う。第三リスク評価部１３３は、完全相関することを示す相関モデルに基づいて、待機除外後の地震によるＣＤＦを算出する。また、第三リスク評価部１３３は、待機除外後のランダム故障によるＣＤＦを算出する。第三リスク評価部１３３は、地震によるＣＤＦとランダム故障によるＣＤＦを合計して、待機除外後の完全相関に基づくリスク評価値を算出する。第三リスク評価部１３３は、算出した待機除外後の完全相関に基づくリスク評価値（図４の「Ｍｏｄｅｌ３」が示すＣＤＦの値）を記憶部１４に記録する。

次にリスク評価部１３が、待機除外後のリスク増加量を算出する（ステップＳ１８）。具体的には、リスク評価部１３が、ステップＳ１２で算出した待機除外前の完全相関に基づくリスク評価値（リスク評価値Ａとする）、ステップＳ１５で算出した待機除外前の完全独立に基づくリスク評価値（リスク評価値Ｂとする）、ステップＳ１７で算出した待機除外後の完全相関に基づくリスク評価値（リスク評価値Ｃとする）のそれぞれの値を記憶部１４から読み出して以下の計算を行う。
待機除外後のリスク増加量 ＝ （リスク評価値Ａ − リスク評価値Ｂ）＋
（リスク評価値Ｃ − リスク評価値Ａ）
リスク評価部１３は、算出した待機除外後のリスク増加量を記憶部１４に記録する。
出力部１２は、例えば、リスク評価値Ｃと待機除外後のリスク増加量とを記憶部１４から読み出して、ディスプレイ等に表示する。これにより、ユーザ（プラント管理者）は地震発生時のＣＤＦの最大値と待機除外後のリスク増加量とを把握することができる。

本実施形態によれば、地震などの冗長機器に引き起こす故障の相関係数が不明な外的事象に対しても、プラント機器の待機除外後におけるリスクの増加量を算出することができる。また、適切なリスク増加量を算出することで、許容待機除外期間が過大評価される問題を解決することができる。

なお、上記例では、相関係数が不明で完全相関を仮定する要因の例として地震を挙げたが、冗長機器の故障が完全相関するとして扱う要因であれば、地震以外の要因に対しても本実施形態のリスク評価装置１０を適用することができる。また、上記例では最も保守的なリスク増加量を算出するために待機除外後の相関モデルを完全独立としたが、より実態に近い相関係数（完全相関よりも相関の度合いが低い相関係数）が分かっている場合、その相関係数に基づく相関モデルによってリスク増加量の算出を行ってもよい。
また、上記例では、発電機システム１の冗長度（多重度）が２台であったが、冗長システムの冗長度は３台や４台、あるいはそれ以上であってもよい。例えば、発電機システム１が３台の発電機Ａ、発電機Ｂ、発電機Ｃによって構成され、何れか１台の発電機が稼働すれば発電機システム１が稼働しているとみなせる場合、待機除外後の最も保守的なリスク増加量は、完全独立による相関モデルを適用して得られる３台が稼働可能な状態（待機除外前）におけるＣＤＦと、完全相関による相関モデルを適用して得られる待機除外前におけるＣＤＦとの差となる。

なお、上述したリスク評価装置１０における各処理の過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをリスク評価装置１０のコンピュータが読み出して実行することによって、上記処理が行われる。ここでコンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしてもよい。また、上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

その他、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、上記した実施の形態における構成要素を周知の構成要素に置き換えることは適宜可能である。また、この発明の技術範囲は上記の実施形態に限られるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。なお、発電機Ａ、発電機Ｂは、プラントが備える冗長化された機器群の一例である。ΔＣＤＦはリスク変化量の一例である。

１・・・発電機システム
１０・・・リスク評価装置
１１・・・入力部
１２・・・出力部
１３・・・リスク評価部
１４・・・記憶部
１１１・・・プラント運転情報取得部
１１２・・・待機除外設定取得部
１３１・・・第一リスク評価部
１３２・・・第二リスク評価部
１３３・・・第三リスク評価部
１３４・・・相関モデル切替部
Ａ、Ｂ・・・発電機
１００・・・プラント

Claims (9)

1. プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行うリスク評価部と、
   前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを、前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える相関モデル切替部と、
   を備えるリスク評価装置。
2. 前記相関モデル切替部は、前記リスク変化量の算出にあたって、前記待機除外の前に前記機器群の故障が完全独立することを示す第２の前記相関モデルに切り替える、
   請求項１に記載のリスク評価装置。
3. 前記リスク評価部は、前記待機除外の前後におけるリスク変化量を、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づくリスク評価値と、前記待機除外の前に前記相関モデル切替部が切り替えた第２の前記相関モデルに基づくリスク評価値との差によって算出する、
   請求項１または請求項２に記載のリスク評価装置。
4. 前記リスク評価部は、所定の要因の発生によって生じる前記機器群における故障の相関が不明な場合に、第１の前記相関モデルとして前記完全相関することを示す相関モデルを用いてリスク評価を行う、
   請求項１から請求項３の何れか１項に記載のリスク評価装置。
5. 前記所定の要因は地震である、
   請求項４に記載のリスク評価装置。
6. 前記リスク評価部は、所定の要因の発生時のリスクを算出するにあたり、前記待機除外前について、前記完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づく第一リスク評価値を算出し、前記待機除外後について、前記完全相関することを示す第３の前記相関モデルに基づく第二リスク評価値を算出し、
   さらに、前記所定の要因の発生時に、前記所定の要因の発生とは関係なく生じる前記機器群における故障について、前記待機除外前における第三リスク評価値と、前記待機除外後における第四リスク評価値とをそれぞれ算出し、
   前記所定の要因の発生時における前記待機除外前の前記プラントに生じるリスクについて、前記第一リスク評価値と前記第三リスク評価値とを合計して算出し、前記所定の要因の発生時における前記待機除外後の前記プラントに生じるリスクについて、前記第二リスク評価値と前記第四リスク評価値を合計して算出する、
   請求項１から請求項５の何れか１項に記載のリスク評価装置。
7. 前記リスク評価部は、前記待機除外前における第２の前記相関モデルに基づく第五リスク評価値をさらに算出し、
   前記所定の要因の発生時における前記待機除外後のリスクの増加量を、前記第一リスク評価値から前記第五リスク評価値を減じた値と、前記第二リスク評価値と前記第四リスク評価値を合計した値から前記第一リスク評価値と前記第三リスク評価値を合計した値を減じた値と、の合計によって算出する、
   請求項６に記載のリスク評価装置。
8. プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行うリスク評価装置が、前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える、
   リスク変化量の評価方法。
9. リスク評価装置のコンピュータを、
   プラントが備える冗長化された機器群に生じる故障の相関を示す相関モデルについて、前記機器群の故障が完全相関することを示す第１の前記相関モデルに基づいて前記プラントに生じるリスク評価値の算出を行う手段、
   前記冗長化された機器群のうちの一部が待機除外となった場合の前記待機除外の前後におけるリスク変化量を算出するにあたり、前記待機除外の前に第１の前記相関モデルを前記相関の度合いがより低い第２の前記相関モデルに切り替える手段、
   として機能させるためのプログラム。

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