WO2017073554A1 - タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム - Google Patents

タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム Download PDF

Info

Publication number
WO2017073554A1
WO2017073554A1 PCT/JP2016/081559 JP2016081559W WO2017073554A1 WO 2017073554 A1 WO2017073554 A1 WO 2017073554A1 JP 2016081559 W JP2016081559 W JP 2016081559W WO 2017073554 A1 WO2017073554 A1 WO 2017073554A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
turbine
load
time
unit
history
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2016/081559
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
田中　徹
彰久 遠藤
祐介 筈井
野村　真澄
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Power Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd filed Critical Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd
Priority to KR1020187011880A priority Critical patent/KR20180059875A/ko
Priority to US15/771,302 priority patent/US10883427B2/en
Priority to DE112016004953.6T priority patent/DE112016004953T5/de
Priority to MX2018005094A priority patent/MX2018005094A/es
Priority to CN201680062564.5A priority patent/CN108350752B/zh
Publication of WO2017073554A1 publication Critical patent/WO2017073554A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/003—Arrangements for testing or measuring
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/005—Selecting particular materials
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/36—Power transmission arrangements between the different shafts of the gas turbine plant, or between the gas-turbine plant and the power user
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M15/00—Testing of engines
    • G01M15/14—Testing gas-turbine engines or jet-propulsion engines
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/80—Diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/81—Modelling or simulation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/82—Forecasts

Definitions

  • the present invention relates to a turbine analysis device, a turbine analysis method, and a program.
  • Patent Document 1 in the rotation plan for a high-temperature gas turbine component, if the remaining life of the high-temperature component is less than the next scheduled operation period, the self-inspection timing is changed, so that the remaining time when the high-temperature component is discarded A technique for minimizing the lifetime is disclosed.
  • An object of the present invention is to provide a turbine analysis device, a turbine analysis method, and a program for appropriately managing the life of a turbine according to a load.
  • the turbine analyzer specifies a state quantity acquisition unit that acquires the state quantity of the turbine including the temperature of the turbine, and identifies a load history of the turbine based on the state quantity.
  • the load specifying unit specifies a temperature history variable indicating a temperature history of the turbine based on the state quantity
  • the load / time calculation unit calculates a relationship between the load of the turbine and the operable time when the turbine is operated at the load based on the design life of the turbine and the temperature history variable.
  • the turbine analyzer according to the first or second aspect further includes a time specifying unit that specifies a time during which the operation of the turbine should be continued, and the load / time calculating unit However, the load capable of continuing the operation of the turbine for the time specified by the time specifying unit is calculated.
  • the turbine analyzer determines whether or not the operation can be continued until a predetermined inspection time when the turbine operates at a predetermined load.
  • the availability determining unit further includes the time specifying unit specifying the time from the current time to the inspection time as the time to continue the operation of the turbine, and when the operation determining unit determines that the operation cannot be continued
  • the load / time calculation unit calculates a load capable of continuing the operation of the turbine during the time specified by the time specifying unit.
  • the turbine analyzer includes a generated power amount prediction unit that predicts the amount of power to be generated by the plurality of turbines, and the load / time calculation.
  • An operation plan generation unit that generates operation plans for the plurality of turbines based on the load calculated by the unit and the electric energy predicted by the generated electric energy prediction unit.
  • the turbine analysis device further includes a load input unit that receives an input of a load for operating the turbine, and the load / time calculation unit includes: The operable time of the turbine with the input load is calculated.
  • the turbine analysis method includes a step of acquiring a state quantity of the turbine including a temperature of the turbine, and a step of specifying a load history of the turbine based on the state quantity. And calculating a relationship between the load of the turbine and the operable time when the turbine is operated at the load based on the design life of the turbine and the identified history of the load.
  • the program specifies a history of a load of the turbine based on the state quantity acquisition unit that acquires a state quantity of the turbine including a turbine temperature, and the state quantity. And calculating the relationship between the load of the turbine and the operable time when the turbine is operated with the load based on the design life of the turbine and the history of the load specified by the load specification unit Function as a load / time calculation unit.
  • the turbine analyzer calculates the relationship between the turbine load and the operable time based on the turbine load history. Thereby, the turbine analyzer can appropriately manage the life of the turbine according to the load.
  • FIG. 1 is a schematic block diagram illustrating the configuration of the planning device according to the first embodiment.
  • the turbine analyzer 1 according to the first embodiment generates an operation plan for a plurality of turbines.
  • the turbine operation plan according to the first embodiment is information indicating a load related to the operation of each turbine.
  • the turbine analysis apparatus 1 according to the first embodiment includes a data collection unit 101, a heat balance calculation unit 102, a load specification unit 103, a remaining life storage unit 104, a remaining life calculation unit 105, an inspection time storage unit 106, and a time specification unit. 107, a drivable time calculation unit 108, a drivability determination unit 109, a load calculation unit 110, a generated power amount prediction unit 111, a driving plan generation unit 112, and an output unit 113.
  • the data collection unit 101 collects turbine operation data in real time from a power plant owned by a customer. Specifically, the data collection unit 101 collects operation data from a sensor provided in the turbine every predetermined collection period (for example, 5 minutes). The collection period is a period that is so short that the immediacy of monitoring is not lost. Examples of operational data include flow rate, pressure, temperature, vibration, and other state quantities.
  • the data collection unit 101 is an example of a state quantity acquisition unit that acquires a turbine state quantity.
  • the heat balance calculation unit 102 calculates the heat balance of the turbine based on the operation data collected by the data collection unit 101.
  • Heat balance is the temperature, pressure, enthalpy, flow rate, and other state quantities at each of the components attached to the turbine.
  • the heat balance calculation unit 102 calculates the heat balance by simulation based on the operation data. Examples of simulation methods for calculating the heat balance include FEM (Finite Element Fluid Method) and CFD (Computational Fluid Dynamics).
  • the heat balance calculation unit 102 is an example of a state quantity acquisition unit that acquires a turbine state quantity.
  • Load specifying unit 103 based on the heat balance of the heat balance calculation unit 102 has calculated, to calculate the LMP (Larson-Miller Parameter) value L c indicating a degradation amount of each component in the immediate vicinity of the collection period.
  • the LMP value L c is a parameter obtained by the following equation (1).
  • T c indicates the thermodynamic temperature of the part.
  • the thermodynamic temperature is equivalent to a value obtained by adding 273.15 to the Celsius temperature.
  • the temperature of the component is specified by the heat balance calculated by the heat balance calculation unit 102.
  • t c indicates the operating time of the turbine at the temperature T c . That is, the time t c is equal to the collection cycle by the data collection unit 101.
  • C is a constant determined by the material of the part. For example, if the material of the part is low carbon steel or chrome molybdenum steel, the constant C may be 20. For example, when the material of the component is stainless steel, the constant C may be 15.
  • the LMP value is a parameter specified from the temperature of the part and the operation time.
  • the LMP value is an example of a temperature history variable related to a temperature history applied to a part.
  • the state of the degree of creep deformation can be represented by the LMP value.
  • the LMP value is an example of a load history applied to a component.
  • the remaining life storage unit 104 stores the remaining life of each component of the turbine.
  • the remaining life of the part stored in the remaining life storage unit 104 is represented by the time until the part reaches the end of its life when the turbine operates at the rated temperature.
  • the remaining life storage unit 104 stores the design life of the part as an initial value of the remaining life of the part.
  • the remaining life calculation unit 105 calculates the remaining life of each component of the turbine based on the LMP value calculated by the load specifying unit 103 and the remaining life and rated temperature of the component stored in the remaining life storage unit 104. Specifically, the remaining life calculation unit 105 converts the operation at the rated temperature by substituting the LMP value L c and the rated temperature T s calculated by the load specifying unit 103 into the following formula (2). to calculate the consumption life t s was. Then, the remaining life calculation unit 105 calculates the remaining life by subtracting the calculated consumed life from the remaining life stored in the remaining life storage unit 104.
  • the inspection time storage unit 106 stores the inspection time of the turbine.
  • the time specifying unit 107 specifies the time from the present to the inspection time based on the inspection time stored in the inspection time storage unit.
  • the time from the present to the inspection time is an example of the time for which the operation of the turbine should be continued.
  • the operable time calculation unit 108 calculates the turbine operable time in the operation according to the current operation plan.
  • the operable time calculating unit 108 is an example of a load / time calculating unit that calculates the relationship between the load of the turbine and the operable time when the turbine is operated with the load. Specifically, the operable time calculation unit 108 substitutes the remaining life t 1 and the rated temperature T s stored in the remaining life storage unit 104 into the following equation (3), thereby calculating the LMP value L of each component. l is calculated.
  • the operable time calculation unit 108 substitutes the calculated LMP value L 1 and the temperature T p corresponding to the load indicated by the operation plan into the following equation (4), so that the operable time t p Is calculated.
  • the operation availability determination unit 109 determines that the turbine is operated at the load indicated by the operation plan based on the operation available time calculated by the operation available time calculation unit 108 and the time specified by the time specification unit 107. It is determined whether or not it can be continued for the time specified by 107.
  • the load calculation unit 110 calculates a load that allows the turbine to operate until the time specified by the time specifying unit 107.
  • the load calculation unit 110 is an example of a load / time calculation unit that calculates the relationship between the load on the turbine and the operable time when the turbine is operated with the load. Specifically load calculation unit 110 in, by substituting the LMP value L l calculated by the equation (3), and the time t i identified the time specifying unit 107, the equation (5) below And calculate the temperature T i . Then the load calculation unit 110 specifies the operating load of the turbine based on the calculated temperature T i.
  • the power generation amount prediction unit 111 acquires market power demand information via the network, and predicts the amount of power that the power plant to be managed should generate as a whole.
  • the operation plan generation unit 112 generates an operation plan indicating the turbine load based on the load calculated by the load calculation unit 110 and the prediction result of the generated power amount prediction unit 111. Specifically, the operation plan generation unit 112 loads the operation plan up to the turbine inspection time determined by the operation availability determination unit 109 to be unable to continue the operation at the load indicated by the current operation plan.
  • the calculation unit 110 determines to operate with the load calculated.
  • the operation plan generating unit 112 determines that the operation with the load indicated by the current operation plan can be continued by the operation availability determination unit 109 so as to satisfy the generated power amount predicted by the generated power amount prediction unit 111.
  • a turbine operation plan is generated.
  • the output unit 113 outputs the operation plan generated by the operation plan generation unit 112. Examples of the output format of the operation plan include display on a display, recording on a storage medium, and printing on a sheet.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an operation for each collection period of the turbine analyzer according to the first embodiment.
  • the turbine analyzer 1 executes the following process for each collection cycle.
  • the data collection unit 101 collects turbine operation data from sensors provided in the turbine (step S1).
  • the heat balance calculation unit 102 calculates the heat balance of the turbine using the collected operation data as an input (step S2).
  • the turbine analysis device 1 selects the components incorporated in the turbine one by one, and executes the processes from step S4 to step S6 shown below for the selected components (step S3).
  • the load specifying unit 103 uses the heat balance calculated by the heat balance calculation unit 102 to calculate an LMP value indicating the load history of the selected component (step S4).
  • the remaining life calculating unit 105 calculates the consumed life converted into the operation at the rated temperature based on the LMP value calculated by the load specifying unit 103 (step S5).
  • the remaining life calculation unit 105 subtracts the calculated consumed life from the remaining life stored in the remaining life storage unit 104 (step S6). As a result, the remaining life calculation unit 105 updates the remaining life stored in the remaining life storage unit 104.
  • the turbine analyzer 1 can maintain the remaining life of each component stored in the remaining life storage unit 104 in the latest state by executing the processing from step S1 to step S6 for each collection period.
  • the turbine analyzer 1 reviews the operation plan of each power plant at a timing designated by the user or periodically. That is, when it is predicted that the turbine components will reach the end of their service life by the inspection time by operating the turbine according to the currently used operation plan, all the turbine components will be in the inspection time. The operation plan is changed so that the service life is not reached.
  • FIG. 3 is a flowchart showing operation plan generation processing by the turbine analyzer according to the first embodiment.
  • the turbine analyzer 1 selects one turbine to be reviewed for the operation plan one by one, and executes the processes from step S102 to step S106 described below for the selected turbine.
  • Step S101 the operable time calculation unit 108 reads out the remaining life associated with each component incorporated in the selected turbine from the remaining life storage unit 104 (step S102).
  • step S102 the drivable time calculation unit 108 calculates the drivable time for the operation according to the current operation plan for each component (step S103).
  • the time specifying unit 107 reads the inspection time associated with the selected turbine from the inspection time storage unit 106, and specifies the time from the present to the inspection time (step S104).
  • the driving availability determination unit 109 compares the shortest possible driving time of each component calculated by the driving time calculation unit 108 with the time specified by the time specification unit 107, and until the next inspection time. It is determined whether or not the operation according to the current operation plan is possible (step S105).
  • step S105 determines that the selected turbine can be operated according to the current operation plan until the next inspection time (step S105: YES)
  • the turbine analyzer 1 returns to step S101, Select the next turbine.
  • step S105: NO determines that the selected turbine cannot be operated in accordance with the current operation plan until the next inspection time
  • step S106 determines each component. The maximum load capable of operating the selected turbine during the time specified by the time specifying unit 107 is calculated (step S106).
  • step S107 the operation plan production
  • generation part 112 determines whether all the determination results by the drive availability determination part 109 in step S105 are YES.
  • step S107: YES the turbine analyzer 1 generates a new operation plan because there is no need to change the operation plan. The process is terminated without doing so.
  • the operation plan generation unit 112 determines the turbine that cannot be operated in accordance with the operation plan until the inspection period. During this period, an operation plan for operating with the load calculated by the load calculation unit 110 is generated (step S108).
  • the generated power amount prediction unit 111 acquires market power demand information via the network, and predicts the amount of power that should be generated by the power plant to be managed (step S109).
  • the operation plan generation unit 112 generates an operation plan for the turbine to be inspected so as to satisfy the predicted electric energy (step S110).
  • the operation plan generation unit 112 shares the generated power amount of the turbine determined to be able to operate according to the operation plan in step S105 so as to satisfy the generated power amount predicted by the generated power amount prediction unit 111. Is calculated. Then, the output unit 113 outputs the operation plan generated by the operation plan generation unit 112 (step S111).
  • the turbine analysis device 1 is based on the turbine load history and the design life of the turbine, and the relationship between the turbine load and the operable time when the turbine is operated at the load. Is calculated. Specifically, the operable time calculation unit 108 calculates the operable time of the turbine with the load indicated by the current operation plan. Further, the load calculation unit 110 calculates a load capable of continuing the operation of the turbine for the time specified by the time specifying unit 107. Thereby, the turbine analyzer 1 can appropriately manage the life of the turbine according to the load.
  • the turbine analyzer 1 when the turbine cannot continue operation until the inspection time with the load indicated by the current operation plan, the load that can continue the operation of the turbine until the inspection time. calculate. Thereby, the turbine analyzer 1 can change the operation plan so that the components do not reach the service life before the inspection time when there is a possibility that the high-temperature components may reach the service life before the inspection time.
  • the turbine analysis device 1 generates an operation plan for a plurality of turbines based on the prediction of the amount of power to be generated by the plurality of turbines. Thereby, even if the operation plan of some turbines is changed so as not to reach the end of its life, the turbine analysis device 1 allows the remaining turbines of the remaining turbines to satisfy the predicted power amount.
  • the operation plan can be changed.
  • the turbine analyzer 1 determines the operation load of each turbine.
  • the owner of a turbine sets the operation load of each turbine.
  • the turbine analyzer 1 according to the second embodiment calculates and presents the turbine operable time at the operation load input by the owner.
  • FIG. 4 is a schematic block diagram showing the configuration of the turbine analyzer according to the second embodiment.
  • the turbine analyzer 1 according to the second embodiment includes an inspection time storage unit 106, a time specifying unit 107, an operation availability determination unit 109, a load calculation unit 110, and a generated power amount prediction unit, among the configurations of the first embodiment. 111 and the operation plan generator 112 are not provided.
  • the turbine analyzer 1 according to the second embodiment further includes a load input unit 114 in addition to the configuration of the first embodiment.
  • the load input unit 114 receives an input of the turbine operation load from the owner. Based on the remaining life stored in the remaining life storage unit 104, the operable time calculation unit 108 calculates an available operation time when the turbine is operated with the operation load input to the load input unit 114. The output unit 113 outputs the drivable time calculated by the drivable time calculation unit 108.
  • FIG. 5 is a flowchart showing a process of presenting an operable time by the turbine analyzer according to the second embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a first example of a display screen of a possible operation time output by the turbine analyzer according to the second embodiment.
  • the output unit 113 displays a presentation screen D ⁇ b> 1 that presents the drivable time when the load is 100% based on the remaining life read by the drivable time calculator 108 as an initial screen.
  • the data is output to the display (step S202).
  • the presentation screen D1 is a screen including a drivable time bar D110 and a load bar D120.
  • the drivable time bar D110 is an indicator that indicates the drivable time according to its length. The longer the operable time of the turbine, the longer the operable time bar D110. On the other hand, the shorter the operable time of the turbine, the shorter the operable time bar D110.
  • the load bar D120 is a slider that receives an input of the turbine operating load.
  • the load bar D120 includes a handle D121 and a track D122. An arbitrary load can be selected by dragging and dropping the handle D121 on the track D122.
  • a track D122 represents a movable range of the handle D121.
  • the load input unit 114 receives an input of a load by receiving an operation of the handle D121 of the load bar D120 from the owner (step S203).
  • the operable time calculation unit 108 calculates the operable time when the turbine is operated with the load input to the load input unit 114 based on the remaining life read in step S201 (step S204).
  • the LMP value L 1 is calculated by substituting the remaining life t 1 and the rated temperature T s read in step S201 into the above-described equation (3), and the above-described equation (4) is calculated.
  • the temperature T p corresponding to the type is calculated LMP value L l to the load input portion 114 loads, calculates the operable time t p.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a second example of an operation possible time presentation screen output by the turbine analyzer according to the second embodiment.
  • the output unit 113 outputs a presentation screen D1 that presents the drivable time calculated by the drivable time calculation unit 108 to the display (step S205).
  • the length of the operable time bar D110 becomes longer than that presented in step S202.
  • the drivable time bar D110 displays the increment from the drivable time presented in step S202 in a different manner (for example, color, pattern, etc.). For example, as shown in FIG.
  • the load input unit 114 determines whether or not there is a further operation load input from the user (step S206).
  • step S206: YES the turbine analyzer 1 returns the process to step S204 and recalculates the operation possible time.
  • step S206: NO the turbine analyzer 1 ends the process.
  • the turbine analysis device 1 receives an input of a turbine load, and calculates an operable time when the turbine is operated at the load. Thereby, the turbine analyzer 1 can present the operating time when the turbine load is changed to the owner.
  • the turbine analyzer 1 determines whether or not the component will reach the end of its life due to creep deformation by using LMP, which is a temperature history variable indicating the temperature history applied to the turbine. I can't.
  • LMP which is a temperature history variable indicating the temperature history applied to the turbine.
  • other temperature history variables may be used to determine whether a part will reach end of life.
  • the turbine analysis apparatus 1 may determine whether or not a component reaches the end of its life due to low cycle fatigue by using a temperature history variable indicating a relationship between the temperature and the number of cycles.
  • the turbine analysis apparatus 1 may determine whether or not a part reaches the end of its life based on a plurality of deterioration causes such as creep deformation and low cycle fatigue using a plurality of temperature history variables. Good.
  • the turbine analyzer 1 may calculate the consumption life using the load history specified by the turbine inlet temperature (T1T), the load factor, the power generation amount, or other state quantities. .
  • the turbine analyzer 1 calculates the operable time of the entire turbine based on the remaining life of each component constituting the turbine, but is not limited thereto.
  • the turbine analyzer 1 may calculate the remaining life of the entire turbine directly based on the design life of the entire turbine without calculating the remaining life for each part.
  • the load specifying unit 103 performs the calculation based on the heat balance calculated by the heat balance calculating unit 102, but is not limited thereto.
  • the load identification unit 103 may perform calculation based on the operation data collected by the data collection unit 101.
  • the turbine analysis device 1 may not include the heat balance calculation unit 102.
  • FIG. 8 is a schematic block diagram illustrating a configuration of a computer according to at least one embodiment.
  • the computer 900 includes a CPU 901, a main storage device 902, an auxiliary storage device 903, and an interface 904.
  • the turbine analysis apparatus 1 described above is mounted on a computer 900.
  • the operation of each processing unit described above is stored in the auxiliary storage device 903 in the form of a program.
  • the CPU 901 reads a program from the auxiliary storage device 903, develops it in the main storage device 902, and executes the above processing according to the program. Further, the CPU 901 secures a storage area corresponding to each of the above-described storage units in the main storage device 902 according to the program.
  • the auxiliary storage device 903 is an example of a tangible medium that is not temporary.
  • Other examples of the non-temporary tangible medium include a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, and a semiconductor memory connected via the interface 904.
  • the program may be for realizing a part of the functions described above. Further, the program may be a so-called difference file (difference program) that realizes the above-described function in combination with another program already stored in the auxiliary storage device 903.
  • difference file difference program
  • the turbine analyzer calculates the relationship between the turbine load and the operable time based on the turbine load history. Thereby, the turbine analyzer can appropriately manage the life of the turbine according to the load.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

本願に係わるタービン分析装置において、状態量取得部は、タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得する。負荷特定部は、状態量に基づいて、タービンの負荷の履歴を特定する。負荷・時間算出部は、タービンの設計寿命と負荷特定部が特定した負荷の履歴とに基づいて、タービンの負荷と、タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する。

Description

タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム
　本発明は、タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラムに関する。
　本願は、２０１５年１０月２８日に日本に出願された特願２０１５－２１１８９９号について優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　特許文献１には、ガスタービン高温部品のローテーション計画において、高温部品の余寿命が次回予定運転期間に満たない場合に、自主点検タイミングの時期を変更することで、高温部品の廃却時における余寿命を最小化する技術が開示されている。
特開２００２－１９５０５６号公報
　しかしながら、プラントの運転計画における負荷と実際にプラントにかかる負荷とが一致するとは限らない。例えば、プラントの運転計画では部分負荷での運転を計画した一方で、急な電力需要の増加により一時的にプラントをベースロードで運転させることがある。この場合、特許文献１に開示された技術によっては、定期点検のタイミングより前に高温部品が寿命に至る可能性がある。そのため、タービンの寿命を負荷に応じて適切に管理することが望まれている。
　本発明の目的は、タービンの寿命を負荷に応じて適切に管理するタービン分析装置、タービン分析方法およびプログラムを提供することにある。
　本発明の第１の態様によれば、タービン分析装置は、タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得する状態量取得部と、前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定する負荷特定部と、前記タービンの設計寿命と前記負荷特定部が特定した負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部とを備える。
　本発明の第２の態様によれば、第１の態様に係るタービン分析装置は、前記負荷特定部が、前記状態量に基づいて、前記タービンの温度履歴を示す温度履歴変数を特定し、前記負荷・時間算出部が、前記タービンの設計寿命と前記温度履歴変数に基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する。
　本発明の第３の態様によれば、第１または第２の態様に係るタービン分析装置は、前記タービンの運転を継続すべき時間を特定する時間特定部をさらに備え、前記負荷・時間算出部が、前記時間特定部が特定した時間の間、前記タービンの運転を継続することができる負荷を算出する。
　本発明の第４の態様によれば、第３の態様に係るタービン分析装置は、前記タービンが所定の負荷で運転する場合に、所定の検査時期まで運転を継続できるか否かを判定する運転可否判定部をさらに備え、前記時間特定部が、現在から前記検査時期までの時間を前記タービンの運転を継続すべき時間として特定し、前記運転可否判定部が運転を継続できないと判定した場合に、前記負荷・時間算出部が、前記時間特定部が特定した時間の間、前記タービンの運転を継続することができる負荷を算出する。
　本発明の第５の態様によれば、第３または第４の態様に係るタービン分析装置は、複数の前記タービンが発電すべき電力量を予測する発電電力量予測部と、前記負荷・時間算出部が算出した前記負荷と、前記発電電力量予測部が予測した電力量とに基づいて、前記複数のタービンの運転計画を生成する運転計画生成部とをさらに備える。
　本発明の第６の態様によれば、第１または第２の態様に係るタービン分析装置は、前記タービンを運転させる負荷の入力を受け付ける負荷入力部をさらに備え、前記負荷・時間算出部が、入力された前記負荷による前記タービンの運転可能時間を算出する。
　本発明の第７の態様によれば、タービン分析方法は、タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得するステップと、前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定するステップと、前記タービンの設計寿命と特定した前記負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出するステップとを有する。
　本発明の第８の態様によれば、プログラムは、コンピュータを、タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得する状態量取得部、前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定する負荷特定部、前記タービンの設計寿命と前記負荷特定部が特定した負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部として機能させる。
　上記態様のうち少なくとも１つの態様によれば、タービン分析装置は、タービンの負荷の履歴に基づいて、タービンの負荷と運転可能時間の関係を算出する。これにより、タービン分析装置は、タービンの寿命を負荷に応じて適切に管理することができる。
第１の実施形態に係る計画装置の構成を示す概略ブロック図である。 第１の実施形態に係るタービン分析装置の収集周期ごとの動作を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係るタービン分析装置による運転計画の生成処理を示すフローチャートである。 第２の実施形態に係るタービン分析装置の構成を示す概略ブロック図である。 第２の実施形態に係るタービン分析装置による運転可能時間の提示処理を示すフローチャートである。 第２の実施形態に係るタービン分析装置が出力する運転可能時間の提示画面の第１の例を示す図である。 第２の実施形態に係るタービン分析装置が出力する運転可能時間の提示画面の第２の例を示す図である。 少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
《第１の実施形態》
　以下、図面を参照しながら第１の実施形態について詳しく説明する。
　図１は、第１の実施形態に係る計画装置の構成を示す概略ブロック図である。
　第１の実施形態に係るタービン分析装置１は、複数のタービンの運転計画を生成する。
第１の実施形態に係るタービンの運転計画は、各タービンの運転に係る負荷を示す情報である。
　第１の実施形態に係るタービン分析装置１は、データ収集部１０１、ヒートバランス算出部１０２、負荷特定部１０３、余寿命記憶部１０４、余寿命算出部１０５、点検時期記憶部１０６、時間特定部１０７、運転可能時間算出部１０８、運転可否判定部１０９、負荷算出部１１０、発電電力量予測部１１１、運転計画生成部１１２、出力部１１３を備える。
　データ収集部１０１は、顧客が所有する発電プラントからリアルタイムにタービンの運転データを収集する。具体的には、データ収集部１０１は、タービンに設けられたセンサから所定の収集周期（例えば、５分）ごとに、運転データを収集する。収集周期は、監視の即時性が失われない程度に短い周期である。運転データの例としては、流量、圧力、温度、振動、およびその他の状態量が挙げられる。データ収集部１０１は、タービンの状態量を取得する状態量取得部の一例である。
　ヒートバランス算出部１０２は、データ収集部１０１が収集した運転データに基づいて、タービンのヒートバランスを算出する。ヒートバランスとは、タービンに取り付けられた各部品それぞれにおける温度、圧力、エンタルピ、流量、およびその他の状態量である。ヒートバランス算出部１０２は、運転データに基づくシミュレーションによりヒートバランスを算出する。ヒートバランス算出のためのシミュレーションの手法の例としては、ＦＥＭ（Finite Element Method）およびＣＦＤ（Computational Fluid Dynamics）が挙げられる。ヒートバランス算出部１０２は、タービンの状態量を取得する状態量取得部の一例である。
　負荷特定部１０３は、ヒートバランス算出部１０２が算出したヒートバランスに基づいて、直近の収集周期における各部品の劣化量を示すＬＭＰ（Larson-Miller Parameter）値Ｌｃを算出する。ＬＭＰ値Ｌｃは、以下に示す式（１）により求められるパラメータである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
 　　　　　　　　　　　　　　　　　 
 
　Ｔｃは、部品の熱力学温度を示す。熱力学温度は、セルシウス温度に２７３．１５を加算した値と等価である。部品の温度は、ヒートバランス算出部１０２が算出したヒートバランスによって特定される。ｔｃは、温度Ｔｃでのタービンの運転時間を示す。つまり、時間ｔｃは、データ収集部１０１による収集周期に等しい。Ｃは、部品の材料により定められる定数である。例えば部品の材料が低炭素鋼またはクロムモリブデン鋼である場合、定数Ｃは２０であってよい。また例えば部品の材料がステンレス鋼である場合、定数Ｃは１５であってよい。
　このように、ＬＭＰ値は、部品の温度と運転時間とから特定されるパラメータである。
　つまり、ＬＭＰ値は、部品に掛かる温度履歴に関する温度履歴変数の一例である。ＬＭＰ値により、クリープ変形の程度の状態を表すことができる。また、ＬＭＰ値は、部品に掛かる負荷の履歴の一例である。
　余寿命記憶部１０４は、タービンの各部品の余寿命を記憶する。余寿命記憶部１０４が記憶する部品の余寿命は、タービンが定格温度で運転する場合にその部品が寿命に至るまでの時間によって表される。余寿命記憶部１０４は、部品の余寿命の初期値として、その部品の設計寿命を記憶する。
　余寿命算出部１０５は、負荷特定部１０３が算出したＬＭＰ値と、余寿命記憶部１０４が記憶する部品の余寿命および定格温度とに基づいて、タービンの各部品の余寿命を算出する。
　具体的には、余寿命算出部１０５は、以下の式（２）に、負荷特定部１０３が算出したＬＭＰ値Ｌｃと定格温度Ｔｓとを代入することで、定格温度での運転に換算した消費寿命ｔｓを算出する。そして、余寿命算出部１０５は、算出された消費寿命を余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命から減算することで、余寿命を算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
 　　　　　　　　　　　　　　　　　 
 
　点検時期記憶部１０６は、タービンの点検時期を記憶する。
　時間特定部１０７は、点検時期記憶部が記憶する点検時期に基づいて、現在から点検時期までの時間を特定する。現在から点検時期までの時間は、タービンの運転を継続すべき時間の一例である。
　運転可能時間算出部１０８は、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命に基づいて、現在の運転計画に従った運転での、タービンの運転可能時間を算出する。運転可能時間算出部１０８は、タービンの負荷とタービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部の一例である。具体的には運転可能時間算出部１０８は、以下に示す式（３）に、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命ｔｌと定格温度Ｔｓとを代入することで各部品のＬＭＰ値Ｌｌを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
 　　　　　　　　　　　　　　　　　 
 
　次に、運転可能時間算出部１０８は、以下に示す式（４）に、算出したＬＭＰ値Ｌｌと運転計画が示す負荷に対応する温度Ｔｐとを代入することで、運転可能時間ｔｐを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
 　　　　　　　　　　　　　　　　　 
 
　運転可否判定部１０９は、運転可能時間算出部１０８が算出した運転可能時間と、時間特定部１０７が特定した時間とに基づいて、タービンが運転計画で示される負荷での運転を、時間特定部１０７が特定した時間の間、継続することができるか否かを判定する。
　負荷算出部１１０は、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命に基づいて、時間特定部１０７が特定した時間までタービンの運転が可能となる負荷を算出する。負荷算出部１１０は、タービンの負荷とタービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部の一例である。具体的には負荷算出部１１０は、上記式（３）により算出されたＬＭＰ値Ｌｌと、時間特定部１０７が特定した時間ｔｉとを、以下に示す式（５）に代入することで、温度Ｔｉを算出する。次に負荷算出部１１０は、算出した温度Ｔｉに基づいてタービンの運転負荷を特定する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
 　　　　　　　　　　　　　　　　　 
 
　発電電力量予測部１１１は、ネットワークを介して市場電力需要情報を取得し、管理対象の発電プラントが全体として発電すべき電力量を予測する。
　運転計画生成部１１２は、負荷算出部１１０が算出した負荷および発電電力量予測部１１１の予測結果に基づいて、タービンの負荷を示す運転計画を生成する。具体的には、運転計画生成部１１２は、運転可否判定部１０９によって、現在の運転計画が示す負荷での運転を継続することができないと判定されたタービンの点検時期までの運転計画を、負荷算出部１１０が算出した負荷での運転に決定する。そして、運転計画生成部１１２は、発電電力量予測部１１１が予測した発電電力量を満たすように、運転可否判定部１０９によって現在の運転計画が示す負荷での運転を継続することができると判定されたタービンの運転計画を生成する。
　出力部１１３は、運転計画生成部１１２が生成した運転計画を出力する。運転計画の出力形式の例としては、ディスプレイへの表示、記憶媒体への記録、およびシートへの印刷が挙げられる。
　ここで、本実施形態に係るタービン分析装置１の動作について説明する。
　図２は、第１の実施形態に係るタービン分析装置の収集周期ごとの動作を示すフローチャートである。
　タービン分析装置１は、収集周期ごとに、以下に示す処理を実行する。
　まずデータ収集部１０１は、タービンに設けられたセンサからタービンの運転データを収集する（ステップＳ１）。次に、ヒートバランス算出部１０２は、収集された運転データを入力としてタービンのヒートバランスを算出する（ステップＳ２）。
　次に、タービン分析装置１は、タービンに組み込まれた部品を１つずつ選択し、選択された部品について、それぞれ以下に示すステップＳ４からステップＳ６の処理を実行する（ステップＳ３）。
　まず、負荷特定部１０３は、ヒートバランス算出部１０２が算出したヒートバランスを用いて、選択された部品の負荷の履歴を示すＬＭＰ値を算出する（ステップＳ４）。次に、余寿命算出部１０５は、負荷特定部１０３が算出したＬＭＰ値に基づいて、定格温度での運転に換算した消費寿命を算出する（ステップＳ５）。次に、余寿命算出部１０５は、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命から、算出された消費寿命を減算する（ステップＳ６）。これにより、余寿命算出部１０５は、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命を更新する。
　タービン分析装置１は、上記ステップＳ１からステップＳ６の処理を収集周期ごとに実行することで、余寿命記憶部１０４が記憶する各部品の余寿命を最新の状態に保つことができる。
　ここで、本実施形態に係るタービン分析装置１による運転計画の見直し処理について説明する。タービン分析装置１は、利用者が指定するタイミングで、または定期的に、各発電プラントの運転計画の見直しを行う。つまり、タービン分析装置１は、現在使用されている運転計画に従ってタービンを運転させることでタービンの部品が点検時期までに寿命に至ることが予測される場合に、全てのタービンの部品が点検時期までに寿命に至らないように、運転計画を変更する。
　図３は、第１の実施形態に係るタービン分析装置による運転計画の生成処理を示すフローチャートである。
　タービン分析装置１は、運転計画の見直し処理を開始すると、運転計画の見直しの対象となるタービンを１つずつ選択し、選択されたタービンについて、以下に示すステップＳ１０２からステップＳ１０６の処理を実行する（ステップＳ１０１）。
　まず、運転可能時間算出部１０８は、選択されたタービンに組み込まれた各部品に関連付けられた余寿命を余寿命記憶部１０４から読み出す（ステップＳ１０２）。次に、運転可能時間算出部１０８は、各部品について、現在の運転計画に従った運転での運転可能時間を算出する（ステップＳ１０３）。次に、時間特定部１０７は、選択されたタービンに関連付けられた点検時期を、点検時期記憶部１０６から読み出し、現在から点検時期までの時間を特定する（ステップＳ１０４）。次に、運転可否判定部１０９は、運転可能時間算出部１０８が算出した各部品の運転可能時間のうち最も短いものと、時間特定部１０７が特定した時間とを比較し、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができるか否かを判定する（ステップＳ１０５）。
　運転可否判定部１０９が、選択されたタービンについて、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができると判定した場合（ステップＳ１０５：ＹＥＳ）、タービン分析装置１は、ステップＳ１０１に戻り、次のタービンを選択する。他方、運転可否判定部１０９が、選択されたタービンについて、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができないと判定した場合（ステップＳ１０５：ＮＯ）、負荷算出部１１０は、各部品について、時間特定部１０７が特定した時間の間、選択されたタービンを運転することができる最大の負荷を算出する（ステップＳ１０６）。
　タービン分析装置１が、すべてのタービンについて、ステップＳ１０２からステップＳ１０６の処理を実行すると、運転計画生成部１１２は、全てのタービンについて、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができるか否かを判定する（ステップＳ１０７）。つまり、運転計画生成部１１２は、ステップＳ１０５における運転可否判定部１０９による判定結果がすべてＹＥＳであるか否かを判定する。全てのタービンについて、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができる場合（ステップＳ１０７：ＹＥＳ）、運転計画を変更する必要がないため、タービン分析装置１は、新たな運転計画を生成せずに処理を終了する。
　他方、次回の点検時期まで現在の運転計画に従った運転ができないタービンが存在する場合（ステップＳ１０７：ＮＯ）、運転計画生成部１１２は、運転計画に従った運転ができないタービンについて、点検期間までの間、負荷算出部１１０が算出した負荷で運転させる運転計画を生成する（ステップＳ１０８）。発電電力量予測部１１１は、ネットワークを介して市場電力需要情報を取得し、管理対象の発電プラントが発電すべき電力量を予測する（ステップＳ１０９）。次に、運転計画生成部１１２は、予測した電力量を満たすように、点検対象のタービンの運転計画を生成する（ステップＳ１１０）。具体的には、運転計画生成部１１２は、発電電力量予測部１１１が予測した発電電力量を満たすように、ステップＳ１０５で運転計画に従った運転ができると判定されたタービンの発電電力量分担を算出する。
　そして、出力部１１３は、運転計画生成部１１２が生成した運転計画を出力する（ステップＳ１１１）。
　このように、本実施形態に係るタービン分析装置１は、タービンの負荷の履歴とタービンの設計寿命とに基づいて、タービンの負荷と、タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する。具体的には、運転可能時間算出部１０８は、現在の運転計画が示す負荷によるタービンの運転可能時間を算出する。また負荷算出部１１０は、時間特定部１０７が特定した時間の間、タービンの運転を継続することができる負荷を算出する。
　これにより、タービン分析装置１は、タービンの寿命を負荷に応じて適切に管理することができる。
　また、本実施形態に係るタービン分析装置１は、タービンが現在の運転計画が示す負荷で検査時期まで運転を継続できない場合に、検査時期までの間、タービンの運転を継続することができる負荷を算出する。これにより、タービン分析装置１は、点検時期より前に高温部品が寿命に至る可能性がある場合に、点検時期より前に部品が寿命に至らないように運転計画を変更することができる。
　また、本実施形態に係るタービン分析装置１は、複数のタービンが発電すべき電力量の予測に基づいて、複数のタービンの運転計画を生成する。これにより、タービン分析装置１は、一部のタービンの運転計画が寿命に至らないように変更されたとしても、全体の発電電力量が予測される電力量を満足するように、残りのタービンの運転計画を変更することができる。
《第２の実施形態》
　以下、図面を参照しながら第２の実施形態について詳しく説明する。
　第１の実施形態では、タービン分析装置１が各タービンの運転負荷を決定する。これに対し、第２の実施形態では、タービンの所有者が各タービンの運転負荷を設定する。第２の実施形態に係るタービン分析装置１は、所有者によって入力された運転負荷でのタービンの運転可能時間を算出し、提示する。
　図４は、第２の実施形態に係るタービン分析装置の構成を示す概略ブロック図である。
　第２の実施形態に係るタービン分析装置１は、第１の実施形態の構成のうち、点検時期記憶部１０６、時間特定部１０７、運転可否判定部１０９、負荷算出部１１０、発電電力量予測部１１１、および運転計画生成部１１２を備えない。他方、第２の実施形態に係るタービン分析装置１は、第１の実施形態の構成に加え、さらに負荷入力部１１４を備える。
　負荷入力部１１４は、所有者からタービンの運転負荷の入力を受け付ける。
　運転可能時間算出部１０８は、余寿命記憶部１０４が記憶する余寿命に基づいて、負荷入力部１１４に入力された運転負荷でタービンを運転する場合の運転可能時間を算出する。
　出力部１１３は、運転可能時間算出部１０８が算出した運転可能時間を出力する。
　図５は、第２の実施形態に係るタービン分析装置による運転可能時間の提示処理を示すフローチャートである。
　図６は、第２の実施形態に係るタービン分析装置が出力する運転可能時間の提示画面の第１の例を示す図である。
　タービン分析装置１は、タービンの所有者から運転可能時間の提示の要求を受け付けると、運転可能時間の提示処理を開始する。運転可能時間算出部１０８は、運転可能時間の提示対象のタービンの余寿命を余寿命記憶部１０４から読み出す（ステップＳ２０１）。
次に、出力部１１３は、初期画面として、図６に示すように、運転可能時間算出部１０８が読み出した余寿命に基づいて、負荷１００％のときの運転可能時間を提示する提示画面Ｄ１をディスプレイに出力する（ステップＳ２０２）。提示画面Ｄ１は、運転可能時間バーＤ１１０と負荷バーＤ１２０とを含む画面である。運転可能時間バーＤ１１０は、その長さによって運転可能時間を示すインジケータである。タービンの運転可能時間が長いほど、運転可能時間バーＤ１１０の長さが長くなる。他方、タービンの運転可能時間が短いほど、運転可能時間バーＤ１１０の長さが短くなる。負荷バーＤ１２０は、タービンの運転負荷の入力を受け付けるスライダーである。負荷バーＤ１２０は、ハンドルＤ１２１とトラックＤ１２２とを含む。ハンドルＤ１２１は、トラックＤ１２２上でドラッグアンドドロップされることにより、任意の負荷を選択することができる。トラックＤ１２２は、ハンドルＤ１２１の可動範囲を表す。
　負荷入力部１１４は、所有者から負荷バーＤ１２０のハンドルＤ１２１の操作を受け付けることで、負荷の入力を受け付ける（ステップＳ２０３）。次に、運転可能時間算出部１０８は、ステップＳ２０１で読み出した余寿命に基づいて、負荷入力部１１４に入力された負荷でタービンを運転させる場合の運転可能時間を算出する（ステップＳ２０４）。
具体的には、上述した式（３）に、ステップＳ２０１で読み出された余寿命ｔｌと定格温度Ｔｓとを代入することでＬＭＰ値Ｌｌを算出し、上述した式（４）に、算出されたＬＭＰ値Ｌｌと負荷入力部１１４に入力された負荷に対応する温度Ｔｐとを代入することで、運転可能時間ｔｐを算出する。
　図７は、第２の実施形態に係るタービン分析装置が出力する運転可能時間の提示画面の第２の例を示す図である。
　次に、出力部１１３は、図７に示すように、運転可能時間算出部１０８が算出した運転可能時間を提示する提示画面Ｄ１をディスプレイに出力する（ステップＳ２０５）。図７に示すように、負荷入力部１１４に１００％未満の運転負荷が入力されると、運転可能時間バーＤ１１０の長さは、ステップＳ２０２で提示されたものより長くなる。このとき、運転可能時間バーＤ１１０は、ステップＳ２０２で提示された運転可能時間からの増加分を、異なる態様（例えば、色、模様など）で表示される。例えば、図６に示すように負荷１００％での運転可能時間が１２０００ＥＯＨ（等価運転時間：Equivalent Operating Hours）であり、図７に示すように負荷８０％での運転可能時間が１４０００ＥＯＨである場合、運転可能時間バーＤ１１０のうち増加分である２０００ＥＯＨ相当が、異なる態様で表示される。これにより、所有者は、負荷の変更による運転可能時間の増加量を知ることができる。
　次に、負荷入力部１１４は、利用者から更に運転負荷の入力があるか否かを判定する（ステップＳ２０６）。負荷入力部１１４に運転負荷が入力された場合（ステップＳ２０６：ＹＥＳ）、タービン分析装置１は、ステップＳ２０４に処理を戻し、運転可能時間を再計算する。他方、負荷入力部１１４に運転負荷が入力されない場合（ステップＳ２０６：ＮＯ）、タービン分析装置１は、処理を終了する。
　このように、本実施形態に係るタービン分析装置１は、タービンの負荷の入力を受け付け、タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間を算出する。これにより、タービン分析装置１は、所有者にタービンの負荷を変更した場合の運転可能時間を提示することができる。
　以上、図面を参照して一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、様々な設計変更等をすることが可能である。
　例えば、上述した実施形態では、タービン分析装置１がタービンに掛かる温度履歴を示す温度履歴変数であるＬＭＰを用いることで、クリープ変形により部品が寿命に至るか否かを判定するが、これに限られない。例えば、他の実施形態では、他の温度履歴変数を用いて部品が寿命に至るか否かを判定しても良い。例えば、他の実施形態に係るタービン分析装置１は、温度とサイクル数との関係を示す温度履歴変数を用いることで、低サイクル疲労により部品が寿命に至るか否かを判定してもよい。また他の実施形態に係るタービン分析装置１は、複数の温度履歴変数を用いて、クリープ変形および低サイクル疲労など、複数の劣化事由に基づいてパーツが寿命に至るか否かを判定してもよい。
　また他の実施形態に係るタービン分析装置１は、タービンの入口温度（Ｔ１Ｔ）、負荷率、発電量、またはその他の状態量によって特定される負荷の履歴を用いて消費寿命を算出しても良い。
　また上述した実施形態では、タービン分析装置１がタービンを構成する各部品についての余寿命に基づいて、タービン全体の運転可能時間を算出するが、これに限られない。例えば、他の実施形態に係るタービン分析装置１は、部品ごとの余寿命の算出を行わずに、タービン全体の設計寿命に基づいて直接的にタービン全体の余寿命を算出してもよい。
　また上述した実施形態では、負荷特定部１０３がヒートバランス算出部１０２において算出されたヒートバランスに基づいて計算を行うが、これに限られない。例えば、他の実施形態では、負荷特定部１０３が、データ収集部１０１が収集した運転データに基づいて計算を行ってもよい。この場合、タービン分析装置１は、ヒートバランス算出部１０２を備えなくてもよい。
　図８は、少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
　コンピュータ９００は、ＣＰＵ９０１、主記憶装置９０２、補助記憶装置９０３、インタフェース９０４を備える。
　上述のタービン分析装置１は、コンピュータ９００に実装される。そして、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置９０３に記憶されている。ＣＰＵ９０１は、プログラムを補助記憶装置９０３から読み出して主記憶装置９０２に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、ＣＰＵ９０１は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域を主記憶装置９０２に確保する。
　なお、少なくとも１つの実施形態において、補助記憶装置９０３は、一時的でない有形の媒体の一例である。一時的でない有形の媒体の他の例としては、インタフェース９０４を介して接続される磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等が挙げられる。また、このプログラムが通信回線によってコンピュータ９００に配信される場合、配信を受けたコンピュータ９００が当該プログラムを主記憶装置９０２に展開し、上記処理を実行しても良い。
　また、当該プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良い。
さらに、当該プログラムは、前述した機能を補助記憶装置９０３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせで実現するもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であっても良い。
　タービン分析装置は、タービンの負荷の履歴に基づいて、タービンの負荷と運転可能時間の関係を算出する。これにより、タービン分析装置は、タービンの寿命を負荷に応じて適切に管理することができる。
１　タービン分析装置
１０１　データ収集部
１０２　ヒートバランス算出部
１０３　負荷特定部
１０４　余寿命記憶部
１０５　余寿命算出部
１０６　点検時期記憶部
１０７　時間特定部
１０８　運転可能時間算出部
１０９　運転可否判定部
１１０　負荷算出部
１１１　発電電力量予測部
１１２　運転計画生成部
１１３　出力部
１１４　負荷入力部
９００　コンピュータ
９０１　ＣＰＵ
９０２　主記憶装置
９０３　補助記憶装置
９０４　インタフェース

Claims (8)

  1. 　タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得する状態量取得部と、
    　前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定する負荷特定部と、
    　前記タービンの設計寿命と前記負荷特定部が特定した負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部と
    　を備えるタービン分析装置。
  2. 　前記負荷特定部が、前記状態量に基づいて、前記タービンに掛かる温度履歴を示す温度履歴変数を特定し、
    　前記負荷・時間算出部が、前記タービンの設計寿命と前記温度履歴変数に基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する
    　請求項１に記載のタービン分析装置。
  3. 　前記タービンの運転を継続すべき時間を特定する時間特定部をさらに備え、
    　前記負荷・時間算出部が、前記時間特定部が特定した時間の間、前記タービンの運転を継続することができる負荷を算出する
    　請求項１または請求項２に記載のタービン分析装置。
  4. 　前記タービンが所定の負荷で運転する場合に、所定の検査時期まで運転を継続できるか否かを判定する運転可否判定部をさらに備え、
    　前記時間特定部が、現在から前記検査時期までの時間を前記タービンの運転を継続すべき時間として特定し、
    　前記運転可否判定部が運転を継続できないと判定した場合に、前記負荷・時間算出部が、前記時間特定部が特定した時間の間、前記タービンの運転を継続することができる負荷を算出する
    　請求項３に記載のタービン分析装置。
  5. 　複数の前記タービンが発電すべき電力量を予測する発電電力量予測部と、
    　前記負荷・時間算出部が算出した前記負荷と、前記発電電力量予測部が予測した電力量とに基づいて、前記複数のタービンの運転計画を生成する運転計画生成部と
    　をさらに備える請求項３または請求項４に記載のタービン分析装置。
  6. 　前記タービンを運転させる負荷の入力を受け付ける負荷入力部をさらに備え、
    　前記負荷・時間算出部が、入力された前記負荷による前記タービンの運転可能時間を算出する
    　請求項１または請求項２に記載のタービン分析装置。
  7. 　タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得するステップと、
    　前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定するステップと、
    　前記タービンの設計寿命と特定した前記負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出するステップと
    　を有するタービン分析方法。
  8. 　コンピュータを、
    　タービンの温度を含む前記タービンの状態量を取得する状態量取得部、
    　前記状態量に基づいて、前記タービンの負荷の履歴を特定する負荷特定部、
    　前記タービンの設計寿命と前記負荷特定部が特定した負荷の履歴とに基づいて、前記タービンの負荷と、前記タービンを当該負荷で運転した場合の運転可能時間との関係を算出する負荷・時間算出部
    　として機能させるためのプログラム。
PCT/JP2016/081559 2015-10-28 2016-10-25 タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム Ceased WO2017073554A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020187011880A KR20180059875A (ko) 2015-10-28 2016-10-25 터빈 분석 장치, 터빈 분석 방법 및 프로그램
US15/771,302 US10883427B2 (en) 2015-10-28 2016-10-25 Turbine analysis device, turbine analysis method, and program
DE112016004953.6T DE112016004953T5 (de) 2015-10-28 2016-10-25 Turbinenanalysevorrichtung, turbinenanalyseverfahren und programm
MX2018005094A MX2018005094A (es) 2015-10-28 2016-10-25 Dispositivo de analisis de turbina, metodo de analisis de turbina, y programa.
CN201680062564.5A CN108350752B (zh) 2015-10-28 2016-10-25 涡轮机分析装置及分析方法、以及计算机可读取记录介质

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015211899A JP6792939B2 (ja) 2015-10-28 2015-10-28 タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム
JP2015-211899 2015-10-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017073554A1 true WO2017073554A1 (ja) 2017-05-04

Family

ID=58631469

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2016/081559 Ceased WO2017073554A1 (ja) 2015-10-28 2016-10-25 タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10883427B2 (ja)
JP (1) JP6792939B2 (ja)
KR (1) KR20180059875A (ja)
CN (1) CN108350752B (ja)
DE (1) DE112016004953T5 (ja)
MX (1) MX2018005094A (ja)
WO (1) WO2017073554A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2024027046A (ja) * 2022-08-16 2024-02-29 東芝エネルギーシステムズ株式会社 蒸気タービンのクリープ変形評価装置、方法及びプログラム

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5973096B1 (ja) * 2016-01-14 2016-08-23 三菱日立パワーシステムズ株式会社 プラント分析装置、プラント分析方法、およびプログラム
JP6892753B2 (ja) 2016-12-02 2021-06-23 三菱パワー株式会社 機器状態推定装置、機器状態推定方法およびプログラム
US11286855B2 (en) * 2019-03-15 2022-03-29 General Electric Company Systems and methods for operating a turbine engine
JP7288867B2 (ja) * 2020-01-22 2023-06-08 三菱重工業株式会社 出力指令装置及び出力指令方法
JP7572616B2 (ja) * 2020-12-08 2024-10-24 日本製鉄株式会社 コークス炉クロスタイロッドの監視方法及び監視装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5764141A (en) * 1980-10-07 1982-04-19 Hitachi Ltd Method and device for foreseening life of apparatus consisting of metallic structure
JP2001317369A (ja) * 2000-05-11 2001-11-16 Toshiba Corp ガスタービン運転監視装置
JP2015149885A (ja) * 2013-12-31 2015-08-20 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 発電所発電ユニットの制御を高度化するための方法およびシステム

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS60182305A (ja) * 1984-02-28 1985-09-17 Toshiba Corp 蒸気タ−ビンの損傷判定装置
JPS61202136A (ja) * 1985-03-06 1986-09-06 Hitachi Ltd 高温ボルトの寿命管理方法
US5447059A (en) * 1993-12-27 1995-09-05 Solar Turbines Incorporated Apparatus and method for determining gas turbine engine life
US6343251B1 (en) * 2000-10-20 2002-01-29 General Electric Company Method and system for monitoring the operation of and predicting part life consumption for turbomachinery
JP3692294B2 (ja) 2000-12-22 2005-09-07 財団法人電力中央研究所 ガスタービン高温部品の廃却損最小化方法及びシステム及びガスタービン保守最適化支援プログラムを記録したコンピュータ読取可能な記録媒体
JP3801071B2 (ja) 2001-02-27 2006-07-26 株式会社日立製作所 発電設備の運転・保全計画支援システム
JP3801063B2 (ja) 2001-02-27 2006-07-26 株式会社日立製作所 発電設備の運転・保全計画支援システム
US6853930B2 (en) 2001-02-27 2005-02-08 Hitachi, Ltd. System for aiding the preparation of operation and maintenance plans for a power generation installation
US7582359B2 (en) * 2002-09-23 2009-09-01 Siemens Energy, Inc. Apparatus and method of monitoring operating parameters of a gas turbine
US8744864B2 (en) * 2003-07-29 2014-06-03 General Electric Company Methods and systems for generating a financial report
US7698030B2 (en) * 2003-09-24 2010-04-13 Siemens Energy, Inc. Turbine component tracking system
JP2005240776A (ja) 2004-02-27 2005-09-08 Central Res Inst Of Electric Power Ind 部品運用計画作成方法
JP2009511807A (ja) * 2005-10-17 2009-03-19 シーメンス アクチエンゲゼルシヤフト 化石燃料式エネルギ発生設備の構成部品の寿命消費の検出方法と装置
US7368827B2 (en) * 2006-09-06 2008-05-06 Siemens Power Generation, Inc. Electrical assembly for monitoring conditions in a combustion turbine operating environment
WO2008046931A2 (en) * 2007-01-10 2008-04-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and device to measure, test and/or monitor turbine performance
JP4750868B2 (ja) * 2009-03-19 2011-08-17 株式会社日立製作所 高温下で使用されるボルトの余寿命診断方法
US9056372B2 (en) * 2010-10-12 2015-06-16 Alstom Technology Ltd Extending useful life of a cobalt-based gas turbine component
PT2710438T (pt) * 2011-05-20 2022-04-20 Insight Analytics Solutions Holdings Ltd Determinação de danos e de vida útil restante de mecanismos rotativos, incluindo unidades de tracção, caixas de engrenagens e geradores
ITCO20110032A1 (it) * 2011-07-28 2013-01-29 Nuovo Pignone Spa Dispositivo e metodo di ottimizzazione e determinazione della vita di una turbina a gas
US9317249B2 (en) * 2012-12-06 2016-04-19 Honeywell International Inc. Operations support systems and methods for calculating and evaluating turbine temperatures and health
CN104850904A (zh) * 2015-05-12 2015-08-19 上海能策燃气轮机有限公司 一种优化燃气轮机维检修方案的分析方法
JP5862827B2 (ja) 2015-07-20 2016-02-16 株式会社三洋物産 遊技機
JP6710039B2 (ja) * 2015-10-28 2020-06-17 三菱日立パワーシステムズ株式会社 計画装置、計画方法およびプログラム
GB201621916D0 (en) * 2016-12-21 2017-02-08 Romax Tech Ltd Wind farm operation
US20180335018A1 (en) * 2017-05-16 2018-11-22 Frontier Wind, Llc Turbine Loads Determination and Condition Monitoring

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5764141A (en) * 1980-10-07 1982-04-19 Hitachi Ltd Method and device for foreseening life of apparatus consisting of metallic structure
JP2001317369A (ja) * 2000-05-11 2001-11-16 Toshiba Corp ガスタービン運転監視装置
JP2015149885A (ja) * 2013-12-31 2015-08-20 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 発電所発電ユニットの制御を高度化するための方法およびシステム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2024027046A (ja) * 2022-08-16 2024-02-29 東芝エネルギーシステムズ株式会社 蒸気タービンのクリープ変形評価装置、方法及びプログラム
JP7778658B2 (ja) 2022-08-16 2025-12-02 東芝エネルギーシステムズ株式会社 蒸気タービンのクリープ変形評価装置、方法及びプログラム

Also Published As

Publication number Publication date
CN108350752A (zh) 2018-07-31
US10883427B2 (en) 2021-01-05
US20180328290A1 (en) 2018-11-15
JP6792939B2 (ja) 2020-12-02
CN108350752B (zh) 2020-09-22
KR20180059875A (ko) 2018-06-05
JP2017082681A (ja) 2017-05-18
MX2018005094A (es) 2018-08-15
DE112016004953T5 (de) 2018-07-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2017073554A1 (ja) タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム
KR102015744B1 (ko) 플랜트 분석 장치, 플랜트 분석 방법, 및 프로그램
JP6247990B2 (ja) 空調機器管理システム
CN109983484B (zh) 设备状态估计装置、设备状态估计方法以及记录介质
JP5874297B2 (ja) 熱源制御装置、空調システム、熱源制御プログラムおよび熱源制御方法
CN108368748B (zh) 计划装置、计划方法以及记录介质
KR102081573B1 (ko) 플랜트 분석 장치, 플랜트 분석 방법, 및 프로그램
KR20110128171A (ko) 에너지 관리 지원 장치, 에너지 관리 지원 시스템, 에너지 관리 지원 방법 및 프로그램
JP6635253B2 (ja) 発電プラント分析装置、発電プラントの分析方法、およびプログラム
CN101784971B (zh) 用于确定发电厂部件寿命的方法
JP4664842B2 (ja) エネルギープラントの最適運用システムと方法、およびプログラム

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16859784

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: MX/A/2018/005094

Country of ref document: MX

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20187011880

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15771302

Country of ref document: US

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 112016004953

Country of ref document: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 16859784

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1