WO2017175449A1 - 発電ユニット群の保守計画支援システム - Google Patents

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林　喜治
孝朗 関合
正博 村上
博充 今野
和貴 定江
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Definitions

  • the present invention (1) A power generation unit group maintenance plan support system that supports a power generation unit group maintenance plan composed of a plurality of power generation units, An efficiency calculator for analyzing the efficiency of each of the power generation units; A fuel loss cost calculation unit for obtaining a fuel loss cost due to excessive consumption of fuel accompanying the decrease in efficiency; A loss cost calculation unit for determining a loss cost for each power generation unit based on a fuel loss cost and a maintenance work cost for improving efficiency; A power generation unit group maintenance plan support system (hereinafter, also simply referred to as “system”), comprising a total cost calculation unit that calculates a total cost of the plurality of power generation units based on the loss cost; (2) The maintenance plan support system for a power generation unit group according to (1), wherein the loss cost is a difference between a fuel loss cost and a maintenance work cost in each power generation unit, (3) In the above (1), further comprising a fuel loss cost prediction unit that obtains a fuel loss cost trend from the trend of changing efficiency, and obtains a fuel loss cost that is predicted to
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating an example of an operation screen (a screen for checking power supply amount and maintenance work personnel) in the input / output device of FIG. 1. It is the schematic which shows an example of a structure of the electric power demand database of FIG.
  • the above equation (4) is an equation for converting excess fuel consumption into cost.
  • Information on the fuel unit price used for this conversion is stored in the fuel unit price database 103.
  • the fuel unit price database 103 stores the coal type (fuel type), the fuel code assigned to each coal type, and the fuel unit price corresponding to the fuel code. Has been.
  • the fuel loss cost calculation unit 202 takes in the fuel unit price data corresponding to the coal type code, and calculates the fuel cost for the excess fuel consumption.
  • the loss cost obtained by the above equation (4) is a loss cost per hour, and represents an instantaneous value according to the operating condition of the power generation unit and the state of efficiency deterioration.
  • the above formula (5) is a formula for calculating the total loss cost that has occurred up to now (indicating the time of loss cost calculation; the same applies hereinafter).
  • the fuel loss cost prediction unit 203 obtains a fuel loss cost trend from the tendency of the efficiency to change, and obtains a fuel loss cost that is predicted to occur during the next maintenance work from this trend.
  • the concept for obtaining the trend of the fuel loss cost accompanying the change (decrease) in efficiency will be described with reference to FIG.
  • the horizontal axis is the elapsed time immediately after the regular inspection, which is the efficiency evaluation reference, and the elapsed time and the fuel loss cost (loss cost per hour output by the fuel loss cost calculation unit 202). Showing the relationship.
  • the system S2 is the same as the configuration in FIG. 1 except for the configuration of the database and some of the calculation contents, and therefore the system S2 is used.
  • the description other than the following is the same as that of the first embodiment, the description of the first embodiment is incorporated and omitted.

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Abstract

損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる発電ユニット群の保守計画支援システムの提供を目的とする。本発明の発電ユニット群の保守計画支援システムＳ１は、複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部２０１と、効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部２０２と、燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部２０４と、損失コストに基づき複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部２０５とを備えていることを特徴とする。

Description

発電ユニット群の保守計画支援システム
　本発明は、発電ユニット群の保守計画支援システムに関する。
　例えば石炭火力発電プラント等の発電プラントは、稼働中に石炭ボイラの熱交換器内に灰が付着することでガスから蒸気への伝熱効率が低下するため、定期的に高温蒸気を噴射するスートブロワを用いて付着した灰を除去し上記伝熱効率の低下を抑制している。しかしながら、灰を完全に除去することは難しく、これにより経時的に伝熱効率が低下し、結果として燃料消費量の増加に伴う燃料コストが上昇する。
　これに対し、上述したような燃料消費量の増加を抑制するため、ボイラの熱交換器の保守（洗浄）が行われる。この洗浄は熱交換器に付着した汚れを手作業によって除去するものであり、ボイラ内の場所によっては足場を組む必要があることから保守作業費用が高額になる。そのため、上記洗浄を頻繁に実施するのは得策ではなく、効率低下に伴う燃料コストの増加と効率改善のための保守作業費用の発生とを考慮して保守計画を立案することが有効である。
　このような燃料コストの上昇と保守作業の時期とを調整するものとして、発電ユニットの運転時の効率低下に伴う燃料コストの増加と効率改善のための保守作業費用とから総コストを算出して保守作業の時期を判断する方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。この方法によれば、ガスタービン圧縮機の洗浄作業において、圧縮機の効率劣化によるコスト上昇分と洗浄コストとが等しくなった時点をコストが最小となる最適な保守作業時期として判断している。
特開２００５－１３３５８３号公報
　上述した従来の技術に係る方法では、ガスタービン圧縮機の洗浄作業が１～２日間程度の短期間で洗浄作業が完了するため、週末起動停止運用を行う発電プラントの場合では、プラント停止中の週末に作業を実施すればよい。
　しかしながら、保守作業の内容によっては、長時間のプラント停止が必要となる場合がある。例えば、石炭ボイラ内を洗浄する場合、プラント停止後の降温に長時間を要するため、保守作業員が内部に入れるまでの待ち時間やボイラ内の足場の組立に数週間を要することもある。
　加えて、複数の発電ユニットにより電力を供給するような発電事業者の場合、発電プラント単独で保守作業の実施時期を決定することができない。すなわち、複数の発電ユニットの保守作業の期間が重なった場合、電力供給量が電力需要に対して不足したり、あるいは保守作業のための人員が確保できないという状況が発生することがある。
　本発明は、以上のような事情に基づいてなされたものであり、その目的は、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる発電ユニット群の保守計画支援システムを提供することにある。
　本発明は、
（１）複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、
　前記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、
　前記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、
　燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、
　前記損失コストに基づき前記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする発電ユニット群の保守計画支援システム（以下、単に「システム」ともいう）、
（２）損失コストが、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（３）効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める燃料損失コスト予測部を更に備えている前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（４）予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める供給可能電力算出部を更に備えている前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（５）予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める保守作業員数算出部を更に備えている前記（４）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（６）燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（７）発電ユニットが火力発電ユニットであり、機器がボイラの熱交換器である前記（６）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（８）総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部を更に備え、
　前記自動計画部が、供給可能電力算出部にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案する前記（５）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、
（９）発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部を更に備え、
　前記供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求める前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム、並びに
（１０）発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている前記（１）に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム
に関する。
　なお、本明細書において「経済的負荷配分」とは、効率が互いに異なる少なくとも２以上の発電ユニットを有する発電ユニット群に対して、総コストを最小にするときの各発電ユニットへの負荷配分を意味する。
　本発明は、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる発電ユニット群の保守計画支援システムを提供することができる。
本発明の第１および第２の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。 図１のプロセス値データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１の燃料単価データベースの構成の一例を示す概略図である。 効率の低下に伴う燃料損失コストの増加傾向を求めるときの概念を示す概略図であって、（ａ）は経過時間と燃料損失コストとの関係、（ｂ）は電力量と燃料損失コストとの関係をそれぞれ示す。 図１の運転計画データベースの構成の一例を示す概略図である。 燃料損失コストと保守作業費用とから総コストを求めるときの概念を示す概略図である。 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正前の画面）の一例を示す概略図である。 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正画面）の一例を示す概略図である。 図１の定検データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。 図１の入出力装置における操作画面（電力供給量および保守作業人員の確認用の画面）の一例を示す概略図である。 図１の電力需要データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１の作業員データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１のプラント情報データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１の入出力装置における操作画面（運転計画の設定画面）の一例を示す概略図である。 本発明の第２の実施形態における図１の入出力装置における操作画面（保守作業内容の修正画面）の一例を示す概略図である。 本発明の第２の実施形態における図１の定検データベースの構成の一例を示す概略図である。 本発明の第２の実施形態における図１のプラント情報データベースの構成の一例を示す概略図である。 本発明の第３の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。 図１９のプラント効率データベースの構成の一例を示す概略図である。 図１９の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。
　本発明の発電ユニット群の保守計画支援システムは、複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、上記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、上記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、上記損失コストに基づき上記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする。
　当該システムが保守計画を支援する発電ユニット群は、１つ以上の発電ユニット（「発電ユニット」を、単に「ユニット」とも称する）を含む発電所を少なくとも１つ有しており、全体として複数の発電ユニットにより構成されている。
　このように、当該システムが上記効率演算部、燃料損失コスト演算部、損失コスト演算部および総コスト演算部を備えているので、損失コストを複数の発電ユニットに亘って横断的に考慮することができ、発電ユニット群全体としての効率的な保守計画の立案により総コストの低減を図ることができる。
　ここで、当該システムが保守計画を支援する発電ユニットは、特に限定されないが、火力発電ユニットであり、保守が行われる機器がボイラの熱交換器であることが好ましい。このように、当該システムを火力発電ユニットに適用することで、火力発電ユニット群における総コストをより効果的に低減することができる。
　以下、当該システムの第１～第３の実施形態について図面を参照して説明するが、本発明は、当該図面に記載の実施形態にのみ限定されるものではない。
［第１の実施形態］
　図１は、本発明の第１の実施形態の構成を示す概略ブロック図である。当該システムＳ１は、図１に示すように、概略的に、プロセス値データベース１０１と、効率演算部２０１と、燃料損失コスト演算部２０２と、燃料損失コスト予測部２０３と、損失コスト演算部２０４と、総コスト演算部２０５と、制約条件処理部２０６とにより構成されている。
　プロセス値データベース１０１は、発電ユニット群の各発電ユニットから取り込んだ計測データを格納する。上記計測データは、例えば図２に示すように、各発電ユニットごとのデータ（信号Ａ、信号Ｂ等）であり、この計測データが時系列となるようにプロセス値データベース１０１中に格納されている。また、このプロセス値データベース１０１には、プラントでのセンサ信号値と共に、後述する燃料コードも格納されている。
　効率演算部２０１は、発電ユニットそれぞれの効率を解析する。具体的には、この効率演算部２０１は、プロセス値データベース１０１に格納された計測データを用い、発電ユニットを構成する機器それぞれの効率を演算したり、発電ユニット単位での効率を演算する。例えば、石炭火力発電所の場合、上記効率は、下記式（１）で表されるボイラ室の効率（ボイラ室効率ηｂ）および下記式（２）で表されるタービン室の効率（タービン室効率ηt）を用いて導出される。また、これらの導出された結果は、効率データベース１０２に時系列に格納される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　燃料損失コスト演算部２０２は、効率演算部２０１が演算した効率値に基づき、上記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める。この燃料損失コスト演算部２０２は、例えば、以下の式（３）、式（４）および式（５）を用いて演算される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　上記式（３）は、効率演算部２０１が演算したボイラ室効率ηｂ、およびタービン室効率ηtに基づき、効率の低下によって過剰に消費した燃料の流量を求める式である。ここでは、発電ユニットを構成する機器のうち、ボイラの効率低下を例示する。ボイラ室効率基準値ηｂ０に対する実際の効率ηｂの偏差から、過剰燃料消費量を求める。ここで、ボイラ室効率基準値ηｂ０は、負荷や石炭組成などの運転条件で補正された値を使用する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　上記式（４）は、過剰燃料消費量をコストに換算する式である。この換算に使用する燃料単価の情報は、燃料単価データベース１０３に格納されている。本実施形態では、例えば図３に示すように、燃料単価データベース１０３には、炭種（燃料の種類）と、炭種ごとに割り当てられた燃料コードと、燃料コードに対応する燃料単価とが格納されている。これらを用い、燃料損失コスト演算部２０２は、炭種コードに対応する燃料単価のデータを取り込み、過剰燃料消費量に対する燃料コストを演算する。上記式（４）で求められる損失コストは、時間当たりの損失コストであり、発電ユニットの運転条件と効率劣化の状態に応じた瞬時値を表している。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　上記式（５）は、現在（損失コストの演算時を示す。以下同じ）までに生じた損失コストの総額を求める式である。この式を用い、定期検査（本明細書では「定検」とも称する）直後などを基準として、式（４）で求めた時間当たりの損失コストを累積することにより、効率劣化によって生じた損失コストを求める。
　以上のようにして燃料損失コスト演算部２０２にて演算された損失コストの演算結果は、燃料損失コストデータベース１０４に時系列に格納される。
　燃料損失コスト予測部２０３は、効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める。ここで、効率の変化（低下）に伴う燃料損失コストのトレンドを求めるときの概念について図４を参照して説明する。図４（ａ）は、横軸が効率評価の基準とする定検直後からの経過時間であり、経過時間と燃料損失コスト（燃料損失コスト演算部２０２が出力した時間当たりの損失コスト）との関係を示している。
　ところで、部分負荷運転などを実施する場合、効率劣化の進行速度も変わり、例えば低負荷ほど使用する石炭の量も少ないので付着する汚れの量も少なくなって効率劣化の進行速度が一時的に抑えられる。燃料損失コスト予測部２０３ではこのような一時的な影響を除外するため、例えば図４（ｂ）に示すように、横軸を定検直後からの電力量に変換して燃料損失コストの変化傾向を把握する。図４（ｂ）の例では、直線近似したときの傾きによって、時間当たり燃料損失コストの増加速度、すなわち効率低下の進行速度を評価している。
　この燃料損失コスト予測部２０３は、例えば、以下の式（６）、式（７）および式（８）を用いた演算により将来発生するであろう燃料損失コストを予測する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　上記式（６）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の累積電力量Ｐ(Ｔ)の予測値を求める式である。この式では、発電負荷の計画値Ｗ(Ｔ)が使用される。なお、上記発電負荷の計画値に関するデータは、運転計画データベース１０５（図１参照）において、図５に示すように、発電ユニットごとに格納されている。例えば図５の例では、Ｂ発電所のユニット１において、２０１５年１２月１日の１９時に１，０００ＭＷ、１時間後の２０時に３００ＭＷまで負荷を低下し、３００ＭＷの負荷で翌日２０１５年１２月２日の７時まで運転し、１時間後の８時には１，０００ＭＷまで負荷を上昇する、という発電負荷の計画値が運転計画データベース１０５に格納されている。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　上記式（７）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の時間当たり燃料損失コストＣｐ(Ｔ)の予測値を求める式である。式（７）において、時間当たり燃料損失コストの変化率ａは、図４(ｂ)に示したように、燃料損失コストの変化を直線近似したときの傾きである。今後（損失コストの演算時以降）の燃料損失コストの変化は変化率ａに従うと仮定してこれを用いる。これにより、上記燃料損失コストＣｐ(Ｔ)の予測値は、上記式（７）に示すように、燃料損失コスト演算部２０２が求めた現在の時間当たり燃料損失コストＣ０に、現在からの累積電力量Ｐ（Ｔ）に応じて加算することで求められる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　上記式（８）は、現在を基準として、Ｔ時間が経過した後の燃料損失コストＬｐ(Ｔ)の予測値である。上記予測値は、式（７）で求めた時間当たりの燃料損失コストの累積値となる。具体的には、上記予測値は、上記式（８）に示すように、燃料損失コスト演算部２０２が求めた現在の燃料損失コストＬ０に対して加算していくことで求められる。
　このように、当該システムＳ１が燃料損失コスト予測部２０３を備えていることで、保守作業時における損失コストをより正確に把握することができ、より適切な保守計画を立案することができる。なお、燃料損失コスト予測部２０３にて演算された燃料損失コストの予測値の演算結果は、燃料損失コストデータベース１０４に時系列に格納される。
　損失コスト演算部２０４は、燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める。この損失コストは、例えば、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である。上記燃料損失コストとしては、燃料損失コスト演算部２０２により求めた燃料損失コスト、または燃料損失コスト予測部２０３により求めた燃料損失コストのいずれかを採用することができる。なお、保守作業費用は、発電ユニットの効率改善を目的とする費用であって、例えば、発電ユニットを構成する機器を洗浄するための人件費、資材費等のような保守作業に必要な全ての費用の合計額である。
　本実施形態では、燃料損失コストとして燃料損失コスト予測部２０３により求めたものを例示する。したがって、当該システムＳ１は、燃料損失コスト予測部２０３にて求めた燃料損失コストのトレンドから、各ユニットの定検開始日（計画期間）における燃料損失コストの値を予測し、この値とボイラ保守費用との差分を損失コストとして演算する。これにより、総コストを低減する上で、発電ユニットごとにより適切な保守作業の時期を把握することができる。
　なお、発電ユニットごとの損失コストが最小となる条件は、図６に示すように、燃料損失コストと保守作業費用とが一致する時点である。上述した発電ユニット別の損失コストは、発電ユニット別損失データベース１０６に格納される。
　総コスト演算部２０５は、各発電ユニットの損失コストに基づき複数の発電ユニット全体の総コストを求める。この総コスト演算部２０５は、損失コスト演算部２０４が算出した発電ユニットごとの損失コストを合算して損失コストの合計額を算出する。これにより、発電ユニット群全体のコストを把握することができる。
　制約条件処理部２０６は、電力および保守作業員数のそれぞれについて、時期ごとに、予測される需要量と確保可能な供給量との差分を計算する。この制約条件処理部２０６は、図１に示すように、供給可能電力算出部２０７と、保守作業員数算出部２０８とを有している。
　供給可能電力算出部２０７は、予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める。具体的には、定検データベース１０７に格納されている各ユニットの定検工程に関する情報、プラント情報データベース１０９に格納されている各発電所の各ユニットの定格電力と定検作業に必要な人員の情報（図１４参照）等のデータを用い、運転可能なユニット、すなわち定検中ではないユニットの定格電力を合計して電力の供給可能量が計算される。
　保守作業員数算出部２０８は、予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める。具体的には、定検データベース１０７に格納されている各ユニットの定検工程に関する情報、作業員データベース１０８に格納されている事前に入力された定検での作業員の確保人数の情報（図１３参照）の情報、プラント情報データベース１０９に格納されている各発電所の各ユニットの定格電力と定検作業に必要な人員の情報（図１４参照）等のデータを用い、上記必要とされる保守作業員数が計算される。
　また、上述した制約条件処理部２０６は、電力に関し、上述の供給可能電力算出部２０７にて求められた電力と、電力需要データベース１１０から取得した例年の電力需要を踏まえて事前に入力された需要の予測値（図１２参照）とからその差分を計算する。また、制約条件処理部２０６は、保守作業員数に関し、上述の保守作業員数算出部２０８にて求められた保守作業員数と、作業員データベース１０８から取得した事前に入力された定検での作業員の確保人数（図１３参照）とからその差分を計算する。なお、制約条件処理部２０６で算出された電力および保守作業員数に関する上述のデータは、制約条件データベース１１１に格納される。
　このように、制約条件処理部２０６が上述の供給可能電力算出部２０７を有しかつ上記電力の差分を計算することで、当該システムＳ１は、供給可能な電力が電力需要を満たしているか否かを確認することができ、電力供給量が不足するのを確実に回避することができる。また、制約条件処理部２０６が上述の保守作業員数算出部２０８を有しかつ上記作業員数の差分を計算することで、当該システムＳ１は、作業員が充足しているか否かを確認することができ、作業員が不足するのを確実に回避することができる。
　次に、発電ユニット群の保守計画を行う手順の一例について説明する。保守計画は、例えばプラント運用に関する制約条件を考慮した上で、発電所の各ユニットの保守作業の実施日をなるべく最適日に近い時期に設定しながら、総コストを低減するように決定される。以下、保守計画の最適化処理について説明する。
　図７は、図１の入出力装置２００における操作画面（定検工程の修正前の画面）の一例を示す概略図である。操作画面Ｇ１には、図７に示すように、各発電所における各ユニットの定検工程が表示されている。この操作画面Ｇ１は、事前に計画された工程を示しており、最適化前の状態である。発電ユニットには法定点検期限があり、日本国内におけるボイラは上記期限が２年である。つまり、定検をしないでボイラを運転できるのは２年が上限である。図７に示す操作画面Ｇ１上には、法定点検期限が表示されている。
　また、この操作画面Ｇ１には、上述の演算によって得られた損失コストが表示され、保守計画を修正した場合には更に上記修正により算出される損失コストの増減額（工程修正後増減額）が表示される。ここで、図７の操作画面Ｇ１は、工程を修正する前の状態であるため、工程修正後増減額は表示されていない。また、上記操作画面上に表示されている定検期間等の情報は、図１に示す定検データベース１０７、発電ユニット別損失データベース１０６等に格納されている。なお、上述の定検データベース１０７には、各発電所のユニットごとに、定検開始日と終了日（当初に計画された定検期間、および当該システムＳ１による修正後の定検期間）、法定点検期限、ボイラ保守費用等が格納され、発電ユニット別損失データベース１０６には、上述した発電ユニット別損失コストが格納されている。
　次に、保守計画（工程）の修正について説明する。ここで、図７に示す発電ユニット群のうち、修正するユニットとして発電所Ａのユニット２を選択した一例を説明する。当初の計画では２０１５年５月２０日から２０１５年７月１０日までの期間に定検を予定していたが、この期間を２０１５年４月１日から２０１５年５月２０までの期間に前倒しとなるように修正している。
　その際、図８に示すように、定検開始日を損失コストが最小となる日（最適日）に近づくように修正される。その結果、ユニット２の損失コストは２２５Ｍ￥から５Ｍ￥に減少し、２２０Ｍ￥のコスト削減効果が得られることが分かる。図９は、図１の定検データベース１０７の構成の一例を示す概略図である。上述した修正後の定検工程が登録されると、修正後の工程のデータは、図９に示すように、損失コスト演算部２０４から上述した定検データベース１０７に格納される。
　次に、上述した発電所Ａのユニット２についての工程の修正を盛り込んだ発電ユニット群全体の保守計画を表示する。その際、総コスト演算部２０５は、損失コスト演算部２０４が算出した発電ユニットごとの損失コストを合算して複数の発電ユニット全体の総コストを求める。図１０は、図１の入出力装置２００における操作画面Ｇ３（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。この図に示すように、発電所Ａのユニット２の工程が早い時期に修正されており、この修正に伴う損失コストと工程修正後の増減額が操作画面Ｇ３に表示されている。なお、詳述はしていないが、発電所Ａのユニット２の工程と入れ替えるするように、発電所Ｂのユニット２の工程が遅い時期に修正されている。このような操作を行うことで、複数ユニットの定検が集中することを避けながら、複数の発電ユニット全体の総コストを削減することができる。
　次に、プラント運用上の観点から、修正後の工程で支障がないか否かを確認する。図１１は、図１の入出力装置２００における操作画面（電力供給量および保守作業人員の確認用の画面）の一例を示す概略図である。本実施形態では、電力供給量、および定検作業の保守作業人員の確認が例示されている。具体的には、電力需要の予測値および供給可能電力算出部２０７にて求められた供給可能な電力、並びに確保可能な作業人員数および保守作業員数算出部２０８にて求められた必要とされる保守作業員数が、それぞれ時系列で操作画面Ｇ４に表示されている。
　ここで、当該システムＳ１は、発電ユニットごとに運転計画を設定できるように、発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部（不図示）を更に備え、供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求めるようにしてもよい。具体例として、例えば図１５には、昼間が定格負荷１，０００ＭＷ、夜間が部分負荷３００ＭＷの運転計画が例示されている。このような運転計画がユーザにより登録されると、このデータに合わせて燃料損失コスト予測部２０３が予測を行う。上述したように、効率低下による燃料損失コストの進行速度は電力量に応じて変わるため、低負荷での運転計画に変更すれば燃料損失コストの時間的な変化率は緩やかになる。このように、当該システムＳ１が供給電力修正部を更に備えていることで、当初の運転計画を修正することができ、上記修正に基づき総コストの確実な低減を図ることができる。
　また、当該システムＳ１は、総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部２１０を更に備え、上記自動計画部２１０が供給可能電力算出部２０７にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部２０８にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案するようにしてもよい。
　自動計画部２１０は、例えば図１に示す最適化処理部２１１により構成されている。最適化処理部２１１は、総コスト演算部２０５により算出された総コストを評価関数としてこれを最小に近づけると共に、制約条件処理部２０６により算出される電力供給量および保守作業人員がマージンを持って確保され、かつ定検時期が定検データベース１０７から取得した法定点検期限を超えないように、運転計画を決定する。
　上記運転計画を自動で決定する手法としては、例えば、整数計画法をベースとしたスケジューリング処理によって自動的に演算する手法等が挙げられる。この手法では、各ユニットに対して、定検を実施する日を１、実施しない日を０と定義する。これにより、日毎の１と０の並びが各ユニットの運転計画を表す。上記スケジューリング処理では、評価関数が最小、かつ制約条件を満たすように、１と０の並びを求める。なお、より効率的に最適解を探索するためのスケジューリング手法として、一般的手法である分枝限定法、あるいは遺伝的アルゴリズムを用いた方法など、種々の方法を適宜採用することができる。
　このように、当該システムＳ１が自動計画部２１０を備えていることで、迅速かつ確実に保守計画を立案することができる。
［第２の実施形態］
　第２の実施形態に係るシステムは、燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる。この第２の実施形態は、各発電ユニットを構成する機器ごとに保守作業を実施するか否かを選択する点で、第１の実施形態と異なっている。具体的には、第１の実施形態ではボイラ全体の効率から燃料損失コストを求めて当該ボイラ全体の保守作業を実施したが、第２の実施形態では火炉等の熱交換器ごとの燃料損失コストを求めて保守が必要な機器を選択する。
　以下、第２の実施形態について、図１６～図１８を参照して説明する。なお、当該システムＳ２は、データベースの構成および一部の演算内容を除き、図１の構成と同じであるため、図１のものを援用する。また、以下の説明以外は、第１の実施形態のものと同様であるため、第１の実施形態の説明を援用して省略する。
　本実施形態における保守作業内容の修正時の操作画面の一例を図１６に示す。この操作画面Ｇ６では、ボイラを構成する各種熱交換器としての火炉、二次過熱器、三次過熱器、再熱器、一次過熱器、節炭器ごとに、燃料損失コストの予測値（ここでは、現在計画されている定検開始時点の燃料損失コストの予測値）が表示されている。また、この操作画面Ｇ６には、各種熱交換器ごとに、洗浄等の保守作業を省略したときの保守作業費用の削減可能費用および定検期間の短縮可能日数も併せて表示されている。
　この操作画面Ｇ６では、火炉の燃料損失コスト予測が小さい上、洗浄作業を省略したときの削減可能費用が大きくかつ定検の短縮可能日数も長い。したがって、今回の定検では、火炉の洗浄作業を省略するなどの判断ができる。保守作業を省略する熱交換器は、作業省略のチェックボタンを押下してデータを登録する。これにより、洗浄作業が省略された条件下で、保守計画の最適化を行うことができる。
　当該システムＳ２の定検データベース１０７には、図１７に示すように、図９のデータに加え、火炉や二次過熱器などの各種熱交換器の保守作業（洗浄作業）を省略したときの削減費用および定検作業の短縮可能日数のデータが追加されている。なお、これらのデータが上述した操作画面Ｇ６に表示されるデータとなる。また、当該システムＳ２のプラント情報データベース１０９には、図１８に示すように、図４のデータに加え、定検日数が追加されている。
　当該システムＳ２では、まず、効率演算部２０１において、下記式（９）を用い、伝熱効率の指標となる各熱交換器の熱貫流率を計算する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　ここで、各種熱交換器の配管に汚れが付着するとその度合いに応じて伝熱効率が低下し、その結果、熱貫流率の値も低下する。そこで、燃料損失コスト演算部２０２は、算出した熱貫流率の現在値と基準値との差から、配管の汚れによって過剰に消費した燃料流量を求める。具体的には、ボイラのヒートバランス計算を実施し、各熱交換器の熱貫流率の低下量に応じたボイラ室効率の低下量を求め、これを燃料流量に換算する。
　次いで、第１の実施形態と同様に、燃料損失コスト演算部２０２が、上述の過剰に消費した燃料流量の値を用いて現在までの燃料損失コストを求めた後、燃料損失コスト予測部２０３が、次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める。
　次いで、図１６に示す操作画面Ｇ６において、例えば火炉の作業省略を選択すると、保守費用の削減可能費用として５０Ｍ￥、定検の短縮可能日数として７日の情報が反映され、図９に示す定検データベース１０７に格納された保守費用から５０Ｍ￥が差し引かれ、かつ定検終了日が７日分前倒しされると共に、総コスト演算部２０５により総コストが改訂される。なお、第１の実施形態と同様に、自動計画部２１０において最適化処理部２１１により総コストが最小値となるようにしてもよい。
　このように、当該システムＳ２は、燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められるので、優先度の低い機器の保守を除外する分、保守作業費用および保守期間を低減することができ、総コストを効果的に低減することができる。
［第３の実施形態］
　第３の実施形態に係るシステムは、発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている。この第３の実施形態は、負荷配分演算部を備えている点で、第１および第２の実施形態とは異なっている。以下、第３の実施形態について、図１９～図２１を参照して説明する。なお、第１の実施形態と同様の部分には同一の符号を付してその詳細な説明を省略する。また、以下の説明以外は、第１の実施形態のものと同様であるため、第１の実施形態の説明を援用して省略する。
　当該システムＳ３は、図１９に示すように、概略的に、上記システムＳ１で説明したものと同様の構成と、プラント効率データベース１１２と、負荷配分演算部２１２と、負荷配分データベース１１３とにより構成されている。
　プラント効率データベース１１２は、発電ユニットごとの燃料コストカーブの情報を格納する。上記「燃料コストカーブ」とは、図２０に示すように、発電出力と燃料コストとの対応関係を表す関数である。一般的に、発電出力が低くなるほど発電ユニットの効率が低下するので、出力当たりの燃料コストは増加する傾向がある。
　負荷配分演算部２１２は、図１２に示すような電力需要データベース１１０に格納された電力需要予想に対して、複数ユニットに経済的負荷配分を実施したときの燃料コストを計算する。この負荷配分演算部２１２での処理では、図１４に示すようなプラント情報データベース１０９に格納された定格電力のデータ、および図９に示すような定検データベース１０７に格納された修正後の定検期間のデータを使用する。
　負荷配分演算部２１２は、上記データを用い、例えば下記式（１０）で表される評価関数を用いて燃料コストを計算する。その際、Ｆ(Ｔ)の値が最小となるようにユニットｉと負荷Ｐｉとの組み合わせを決定することで、経済的負荷配分が行われる。なお、負荷配分演算部２１２にて計算された経済的負荷配分は、負荷配分データベース１１３に格納される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　ここで、上記評価関数の制約条件としては、負荷Ｐｉの全ユニットの合計値が、時刻Ｔにおける電力需要Ｐ(Ｔ)と一致することである。なお、負荷Ｐｉは、発電ユニットが定検期間中でその運転を停止している場合、発電出力は得られないため負荷Ｐｉ＝０となる。一方、発電ユニットが定検期間中ではなく運転が可能な場合、負荷Ｐｉが所定範囲に入っていることである。上記所定範囲は、例えば、上限が定格電力の１００％、下限（最低出力）が定格出力の３０％を設定する。
　さらに、負荷配分演算部２１２は、下記式（１１）を用い、Ｆ(Ｔ)を一定期間(例えば１年間)で累積し、この期間の燃料コストＦｔｏｔａｌを求めるようにしてもよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
　上記式（１１）を用いて定検工程の修正前後の燃料コストをそれぞれ計算し、その差分を求めることで、年間の電力需要に対して経済的負荷配分を実施したときの燃料コストに対する定検工程修正の影響を評価することができる。
　次に、当該システムＳ３の操作画面の一例を示す。図２１は、図１９の入出力装置における操作画面（定検工程の修正後の画面）の一例を示す概略図である。この操作画面Ｇ７には経済的負荷配分の行ったことによる総コストの変化も表示されている。この操作画面Ｇ７では、経済的負荷配分が負の値になっており、年間の電力需要に対して、低い発電効率をもつユニットの発電量が大きくなったことを示している。これに対し、高い発電効率をもつユニットの発電量が大きくなれば、経済的負荷配分は正の値になる。このように、当該システムＳ３は、経済的負荷配分を考慮したときの効果も併せて評価することができる。
　なお、上述したような結果は、例えば発電ユニットによって運転年数が大きく異なるなどの理由によりユニットごとにプラント効率に差がある場合、なるべく効率の高い発電ユニットを選択して当該発電ユニットを長時間に亘って運転した方が全体として燃料コストをより低減できることを意味している。
　このように、当該システムＳ３は、発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部２１２を更に備えているので、発電ユニットごとの効率の違いを考慮して各発電ユニットが供給する電力を最適に割り振ることができ、総コストをより低減することができる。
　なお、本発明は、上述した実施形態の構成に限定されるものではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
　例えば、上述した実施形態では、当該システムＳ１～Ｓ３が燃料損失コスト予測部２０３、供給可能電力算出部２０７および保守作業員数算出部２０８のいずれをも備えているシステムについて説明したが、これらのいずれをも備えいてないシステムや、これらのうちのいずれか一部を備えているシステムも本発明の意図する範囲内である。
　また、上述した実施形態では、損失コストが各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分であるシステムＳ１～Ｓ３について説明したが、損失コストは上記差分に限定されるものではない。
　Ｓ１～Ｓ３　発電ユニット群の保守計画支援システム
　２０１　効率演算部
　２０２　燃料損失コスト演算部
　２０３　燃料損失コスト予測部
　２０４　損失コスト演算部
　２０５　総コスト演算部
　２０６　制約条件処理部
　２０７　供給可能電力算出部
　２０８　保守作業員数算出部
　２１０　自動計画部
　２１１　最適化処理部
　２１２　負荷配分演算部

Claims (10)

  1. 　複数の発電ユニットからなる発電ユニット群の保守計画を支援する発電ユニット群の保守計画支援システムであって、
    　前記発電ユニットそれぞれの効率を解析する効率演算部と、
    　前記効率の低下に伴う燃料の過剰消費による燃料損失コストを求める燃料損失コスト演算部と、
    　燃料損失コストと効率の改善のための保守作業費用とに基づき発電ユニットごとの損失コストを求める損失コスト演算部と、
    　前記損失コストに基づき前記複数の発電ユニット全体の総コストを求める総コスト演算部とを備えていることを特徴とする発電ユニット群の保守計画支援システム。
  2. 　損失コストが、各発電ユニットにおける燃料損失コストと保守作業費用との差分である請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  3. 　効率が変化する傾向から燃料損失コストのトレンドを求め、このトレンドから次回の保守作業時に発生すると予測される燃料損失コストを求める燃料損失コスト予測部を更に備えている請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  4. 　予測される電力需要のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体の供給可能な電力を時系列的に求める供給可能電力算出部を更に備えている請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  5. 　予測される確保可能な保守作業員数のトレンドと比較できるように、保守計画に基づく発電ユニット群全体で必要とされる保守作業員数を時系列的に求める保守作業員数算出部を更に備えている請求項４に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  6. 　燃料損失コストおよび保守作業費用が、それぞれ発電ユニットを構成する機器ごとの保守作業の実施の有無に基づいて求められる請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  7. 　発電ユニットが火力発電ユニットであり、機器がボイラの熱交換器である請求項６に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  8. 　総コストに基づき発電ユニット群の保守を自動で計画する自動計画部を更に備え、
    　前記自動計画部が、供給可能電力算出部にて時系列的に求められる電力が予測される電力需要以上であり、かつ予測される確保可能な保守作業員数が保守作業員数算出部にて時系列的に求められる保守作業員数以上であるとの条件下で、総コストが最小値となるように保守計画を立案する請求項５に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  9. 　発電ユニットそれぞれの供給可能な電力を修正する供給電力修正部を更に備え、
    　前記供給電力修正部にて修正された電力の計画に基づき、総コストを再度求める請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
  10. 　発電ユニットごとの電力の負荷と燃料損失コストとの対応関係に基づき経済的負荷配分を実施する負荷配分演算部を更に備えている請求項１に記載の発電ユニット群の保守計画支援システム。
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