WO2021045002A1 - 異常検知装置及び表示装置 - Google Patents

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WO2021045002A1
WO2021045002A1 PCT/JP2020/032881 JP2020032881W WO2021045002A1 WO 2021045002 A1 WO2021045002 A1 WO 2021045002A1 JP 2020032881 W JP2020032881 W JP 2020032881W WO 2021045002 A1 WO2021045002 A1 WO 2021045002A1
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coal
index
exhaust gas
abnormality
fired boiler
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PCT/JP2020/032881
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English (en)
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貴典 佐藤
浩隆 川部
太皓 早瀬
Original Assignee
株式会社Ihi
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Publication date
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/24—Preventing development of abnormal or undesired conditions, i.e. safety arrangements
    • F23N5/242—Preventing development of abnormal or undesired conditions, i.e. safety arrangements using electronic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/38—Determining or indicating operating conditions in steam boilers, e.g. monitoring direction or rate of water flow through water tubes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/42—Applications, arrangements, or dispositions of alarm or automatic safety devices
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    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F27/00—Control arrangements or safety devices specially adapted for heat-exchange or heat-transfer apparatus
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2223/00—Signal processing; Details thereof
    • F23N2223/10—Correlation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2225/00—Measuring
    • F23N2225/04—Measuring pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2239/00—Fuels
    • F23N2239/02—Solid fuels

Definitions

  • This disclosure relates to an abnormality detection device and a display device for a coal-fired boiler.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2019-160378 filed in Japan on September 3, 2019, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • exhaust gas flow path narrowing the exhaust gas flow path (hereinafter referred to as the "exhaust gas flow path") and blocking the exhaust gas flow path. In this case, the flow of exhaust gas in the exhaust gas flow path is obstructed.
  • Patent Document 1 discloses a method of removing ash adhering to a superheater or a reheater using a soot blower.
  • the exhaust gas flow path may become narrower.
  • An abnormal event called obstruction can occur. Therefore, it is desired to detect an abnormal event such as narrowing or blockage of the exhaust gas flow path at an early stage.
  • the present disclosure has been made in view of such circumstances, and an object thereof is to provide an anomaly detection device and a display device capable of early detection of anomalous events such as narrowing or blockage of an exhaust gas flow path. ..
  • the abnormality inspection device of the first aspect of the present disclosure is an abnormality detection device that detects an abnormality of the coal-fired boiler due to ash adhering to a heat exchanger of the coal-fired boiler provided in a thermal power plant.
  • the first parameter which is one of the amount of power generated by the thermal power plant by the steam generated by the coal-fired boiler and the first physical amount proportional to the amount of power generated, and the above.
  • the correlation calculation unit for obtaining an index showing the correlation between the pressure of the exhaust gas discharged from the coal-fired boiler and the second parameter, which is one of the second physical quantities proportional to the pressure, and the correlation calculation. It is provided with an abnormality determination unit that detects the abnormality when the index obtained by the unit deviates from a predetermined range.
  • the second aspect of the present disclosure is the abnormality detection device of the first aspect, wherein the first physical quantity attracts the exhaust gas and keeps the pressure inside the coal-fired boiler constant. This is the value of the current flowing through the induced ventilation fan.
  • the third aspect of the present disclosure is the abnormality detection device of the first aspect or the second aspect, which attracts the exhaust gas to keep the pressure inside the coal-fired boiler constant. It is an opening value of a vane that adjusts the flow rate of the exhaust gas attracted by the ventilation fan.
  • the fourth aspect of the present disclosure is an abnormality detection device according to any one of the first to third aspects, and the correlation calculation unit determines the correlation between the power generation amount and the pressure.
  • the first index shown the second index showing the correlation between the first physical quantity and the pressure
  • the third index showing the correlation between the generated amount and the second physical quantity 1
  • the abnormality determination unit detects the abnormality when the one or more indexes obtained by the correlation calculation unit deviate from the predetermined range.
  • the display device of the fifth aspect of the present disclosure is a display device that displays an abnormality of the coal-fired boiler due to ash adhering to the heat exchanger of the coal-fired boiler provided in the thermal power plant.
  • the display unit, and the first parameter which is one of the amount of power generated by the thermal power plant by the steam generated by the coal-fired boiler and the first physical amount proportional to the amount of power generated.
  • a display control unit that displays an index showing the correlation between the pressure of the exhaust gas discharged from the coal-fired boiler and the second parameter, which is one of the second physical quantities proportional to the pressure.
  • the display control unit displays the index existing in the predetermined range in the first aspect, and displays the index existing outside the predetermined range in the second aspect different from the first aspect. indicate.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a schematic configuration of a maintenance management system A of a thermal power plant 1 provided with an abnormality detection device 2 according to the present embodiment.
  • the maintenance management system A includes a thermal power plant 1, an abnormality detection device 2, and a communication device 3.
  • the thermal power plant 1 is connected to the abnormality detection device 2 by the communication network N.
  • the thermal power plant 1 transmits the operation data of the power generation facility 4 provided in the thermal power plant 1 to the abnormality detection device 2 via the communication network N at regular intervals.
  • the abnormality detection device 2 is connected to each of the thermal power plant 1 and the communication device 3 by a communication network N.
  • the abnormality detection device 2 is an information processing device that collects operation data of the power generation facility 4 from the thermal power plant 1 via the communication network N and detects an abnormality of the power generation facility 4 at an early stage from the collected operation data.
  • the abnormality detection device 2 is a server that supports the maintenance of the power generation facility 4, and may be configured by using cloud computing.
  • the abnormality includes not only the abnormality but also a sign of the abnormality.
  • the communication device 3 transmits / receives information via the abnormality detection device 2 and the communication network N.
  • the communication device 3 can display the information acquired from the abnormality detection device 2 on the display unit 50 of its own device. For example, the communication device 3 acquires the abnormality detection result acquired from the abnormality detection device 2 via the communication network N, and displays the acquired detection result on the display unit 50.
  • the communication device 3 is a communication device owned by a business operator or a worker who maintains and manages the thermal power plant 1.
  • the communication device 3 may be a mobile information terminal such as a smartphone or a tablet terminal.
  • the communication device 3 may be provided inside the thermal power plant 1, for example, in the central control room 5, or may be provided outside the thermal power plant 1.
  • the communication device 3 is an example of the "display device" of the present disclosure.
  • the communication network N may be a wireless communication transmission line, or may be a combination of a wireless communication transmission line and a wired communication transmission line.
  • the communication network N may be a mobile communication network such as a mobile phone line network, a wireless packet communication network, the Internet and a dedicated line, or a combination thereof.
  • the thermal power plant 1 according to the present embodiment includes a power generation facility 4 and a central control room 5.
  • the power generation facility 4 heats a fluid flowing through a heat transfer tube or the like installed inside the coal-fired boiler 7 by burning fuel in the coal-fired boiler 7, and produces steam generated by heating the first steam turbine 8 and the second steam turbine 8. It is supplied to the steam turbine 9 and driven to rotate. Then, the power generation facility 4 drives the generator 10 by rotationally driving the first steam turbine 8 and the second steam turbine 9 to obtain generated electric power.
  • the central control room 5 manages the power generation equipment 4 such as monitoring the power generation equipment 4 and controlling the operation of the devices constituting the power generation equipment 4.
  • the central control room 5 is provided with, for example, a central control panel that measures data (operation data) of a plurality of devices constituting the power generation facility 4 and performs calculations based on the measurement results, and is calculated by the central control panel. Based on the collected data, multiple operators use operation computers to control and monitor equipment in power generation.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a schematic configuration of the power generation facility 4 according to the present embodiment.
  • the power generation equipment 4 includes a pulverized coal supply device 6, a coal-fired boiler 7, a first steam turbine 8, a second steam turbine 9, a generator 10, a power sensor 11, and an exhaust gas treatment equipment 12. And a chimney 13.
  • the pulverized coal supply device 6 manufactures pulverized coal and supplies the pulverized coal to the coal-fired boiler 7 as fuel.
  • the pulverized coal supply device 6 manufactures pulverized coal having a predetermined particle size by grinding coal with a mill, and sequentially and continuously supplies the pulverized coal to a coal-fired boiler 7.
  • the coal-fired boiler 7 includes a fireplace 20, a combustion device 21, a superheater 22, a reheater 23, and an economizer 24.
  • the fireplace 20 is a furnace body composed of a furnace wall provided vertically and in a tubular shape, and burns fuel to generate combustion heat.
  • high-temperature combustion gas exhaust gas
  • combustion device 21 high-temperature combustion gas
  • the combustion device 21 is installed in the fireplace 20 and generates exhaust gas by taking in outside air (combustion air) and fuel and burning the fuel.
  • the combustion device 21 is, for example, a burner.
  • the superheater 22 is composed of a plurality of heat transfer tubes, and is a heat exchanger that generates water vapor by exchanging the combustion heat of the exhaust gas with the water in the heat transfer tubes.
  • the superheater 22 is provided in the fireplace 20.
  • the superheater 22 heats the steam generated by the heat of the exhaust gas (hereinafter, referred to as “first steam”) to a temperature required for driving the first steam turbine 8.
  • the superheater 22 supplies the first steam to the first steam turbine 8.
  • the superheater 22 includes a primary superheater, a secondary superheater, and a final superheater provided in series.
  • the position where the primary superheater, the secondary superheater, and the final superheater are arranged is not particularly limited as long as it is in the fireplace 20 and in the exhaust gas flow path 100 which is the path through which the exhaust gas flows.
  • the number of stages of the superheater 22 is not particularly limited.
  • the reheater 23 is composed of a plurality of heat transfer tubes, and is a heat exchanger that overheats the first steam by exchanging the combustion heat of the exhaust gas with the first steam in the heat transfer tube.
  • the reheater 23 reheats the first steam supplied from the first steam turbine 8 to a temperature required for driving the second steam turbine 9 by the combustion heat of the exhaust gas.
  • the reheater 23 supplies the reheated first steam (hereinafter, referred to as “second steam”) to the second steam turbine 9.
  • the reheater 23 includes a primary reheater, a secondary reheater, and a final reheater provided in series.
  • the first steam is superheated in the order of the primary reheater, the secondary reheater, and the final reheater, and the first steam is used as the second steam from the final reheater in the second steam turbine. It is supplied to 9.
  • the position where the primary reheater, the secondary reheater, and the final reheater are arranged is not particularly limited as long as it is in the furnace 20 and in the exhaust gas flow path 100.
  • the number of stages of the reheater 23 is not particularly limited.
  • the economizer 24 is composed of a plurality of heat transfer tubes, and is a heat exchanger that exchanges the combustion heat of the exhaust gas with the water in the heat transfer tubes.
  • the economizer 24 heats the water (condensate) supplied from the condenser (not shown) with the heat of combustion of the exhaust gas.
  • the condensate that has been superheated by the economizer 24 is supplied to the superheater 22, and the state changes to the first steam at the superheater 22.
  • Each of the superheater 22, the reheater 23, and the economizer 24 is an example of the "heat exchanger" of the present disclosure.
  • the first steam turbine 8 is directly connected to the generator 10.
  • the first steam turbine 8 is rotated by the first steam heated by the superheater 22 to rotate the generator 10.
  • the first steam used for power generation of the first steam turbine 8 is supplied to the reheater 23.
  • the first steam turbine 8 is a so-called high-pressure turbine.
  • the second steam turbine 9 is directly connected to the generator 10.
  • the second steam turbine 9 is rotated by the second steam reheated by the reheater 23 to rotate the generator 10.
  • the second steam after driving the second steam turbine 9 is guided to the condenser and returned to water by the condenser.
  • the second steam turbine 9 may be a so-called low-pressure turbine, or may be a medium-pressure turbine and a low-pressure turbine.
  • the generator 10 generates electricity by being driven by the rotation of the first steam turbine 8 and the second steam turbine 9.
  • the power sensor 11 measures the power generation amount E of the generated power generated by the generator 10 and outputs the measured power generation amount E to the central control room 5 and the abnormality detection device 2.
  • the exhaust gas treatment facility 12 is a facility for treating the exhaust gas discharged from the coal-fired boiler 7 toward the chimney 13, and is provided in the flue 200 connecting the coal-fired boiler 7 and the chimney 13.
  • the exhaust gas treatment equipment 12 includes a pressure sensor 30, a GAH (Gas Air Heater) 31, an EP (Electrostatic Precipitator) 32, a damper 33, an IDF (Induced Draft Fan) 34, and a current sensor 35.
  • the exhaust gas treatment equipment 12 is provided in the order of GAH31 ⁇ EP32 ⁇ damper 33 ⁇ IDF (attracting ventilation fan) 34 from the upstream side (coal-fired boiler 7 side) to the downstream side (chimney 13 side) of the flue 200. ..
  • the pressure sensor 30 measures the pressure (hereinafter, referred to as "exhaust gas pressure") P of the exhaust gas discharged from the coal-fired boiler 7.
  • exhaust gas pressure the pressure of the exhaust gas from the outlet of the coal-fired boiler 7 to the GAH31 as the exhaust gas pressure P, but the pressure sensor 30 is not limited to this. That is, the pressure sensor 30 may measure the pressure at any position as the exhaust gas pressure P as long as it is the pressure of the exhaust gas flowing in the flue 200 between the outlet of the coal-fired boiler 7 and the inlet of the IDF 34.
  • GAH31 is an air preheater that preheats the combustion air supplied to the coal-fired boiler 7 by using the heat of the exhaust gas.
  • the GAH 31 is a kind of heat exchanger, and heats (preheats) the combustion air by exchanging heat between the combustion air taken in from the outside air and the exhaust gas, and supplies the combustion air to the coal-fired boiler 7.
  • EP32 is an electrostatic precipitator that adsorbs and removes dust contained in exhaust gas.
  • the EP32 includes a plurality of discharge electrodes (electrodes) and dust collecting electrodes (electrodes), charges the dust contained in the exhaust gas by the corona discharge generated around the discharge electrodes, and collects the charged dust in an electric field generated by the dust collecting electrode. Attaches to the dust collecting electrode.
  • the damper 33 is provided at the entrance of the IDF 34 and adjusts the flow rate of the exhaust gas attracted by the IDF 34.
  • the damper 33 has a plurality of vanes for adjusting the flow path cross-sectional area of the exhaust gas, and the exhaust gas attracted by the IDF 34 by adjusting the opening degree of the vanes (hereinafter, referred to as “vane opening degree”). Adjust the flow rate.
  • the vane opening degree is feedback-controlled so that the pressure of the exhaust gas inside the coal-fired boiler 7 becomes a negative pressure.
  • the IDF 34 attracts exhaust gas and ventilates it toward the chimney 13.
  • the drive of the IDF 34 is controlled so as to attract exhaust gas and keep the pressure inside the coal-fired boiler 7 constant (negative pressure). Therefore, the fan current value IF, which is the current value flowing through the IDF 34, is feedback-controlled so as to keep the pressure inside the coal-fired boiler 7 constant (negative pressure).
  • the current sensor 35 measures the fan current value IF. Then, the current sensor 35 outputs the measured fan current value IF to the central control room 5 and the abnormality detection device 2.
  • the chimney 13 is a vertically oriented tubular structure having a predetermined length, and discharges the exhaust gas supplied from the flue 200 to the lower end to the atmosphere from the upper end (high place).
  • the chimney 13 is provided with an exhaust gas heating device as needed.
  • the abnormality detection device 2 collects operation data of the power generation facility 4 from the thermal power plant 1 via the communication network N, and detects an abnormality of the power generation facility 4 at an early stage from the collected operation data.
  • the abnormality is that ash adheres to heat exchangers such as the superheater 22, the reheater 23, and the economizer 24, so that the exhaust gas flow path 100 is narrowed or the exhaust gas flow path 100 is blocked ( Hereinafter, “ash blockage”) occurs, and the flow of exhaust gas in the exhaust gas flow path K is obstructed.
  • the abnormality detection device 2 obtains the correlation of the operation data of the power generation equipment 4 at regular intervals, for example, and detects the abnormality of the power generation equipment 4 when the correlation deviates from a predetermined range. That is, the abnormality detection device 2 detects the above-mentioned abnormality of the power generation equipment 4 from the abnormality of the correlation of the operation data of the power generation equipment 4.
  • the abnormality detection device 2 according to the present embodiment will be described with reference to FIG.
  • FIG. 3 is a diagram showing a schematic configuration of the abnormality detection device 2 according to the present embodiment.
  • the abnormality detection device 2 includes a communication unit 40, a correlation calculation unit 41, and an abnormality determination unit 42.
  • all or part of the abnormality detection device 2 is a computer, and the correlation calculation unit 41 and the abnormality determination unit 42 are computers.
  • the communication unit 40 acquires the operation data of the power generation facility 4 from the thermal power plant 1 via the communication network N, and outputs the acquired operation data to the correlation calculation unit 41.
  • the communication unit 40 may acquire operation data by communicating with each device provided in the power generation facility 4, or acquires operation data via a device such as a central control panel in the central control room 5. You may.
  • the operation data is measurement data obtained from various sensors installed in various places of the power generation facility 4, for example.
  • the communication unit 40 acquires the power generation amount E, the exhaust gas pressure P, the fan current value IF, and the vane opening value (vane opening value) V as operation data.
  • the correlation calculation unit 41 has a first parameter and a first parameter based on the power generation amount E, the exhaust gas pressure P, the fan current value IF, and the vane opening value V obtained from the thermal power plant 1 via the communication unit 40.
  • the index C showing the correlation with the two parameters is obtained. That is, the correlation calculation unit 41 calculates the index C.
  • the first parameter and the second parameter have an index C indicating the correlation between the first parameter and the second parameter in a predetermined range H due to the narrowing of the exhaust gas flow path 100 or the ash blockage of the exhaust gas flow path 100. It is a parameter that deviates from.
  • the index C may be any index as long as it shows the correlation between the first parameter and the second parameter, and is, for example, the correlation coefficient between the first parameter and the second parameter. It may be two-dimensional coordinate data represented by the first parameter and the second parameter, or it may be the distance of Maharanobis of the coordinate data. Further, the index C has the above coordinates from the first-order regression line obtained from the first parameter and the second parameter when the exhaust gas flow path 100 is not narrowed or the exhaust gas flow path 100 is not ash-blocked. It may be the distance to the data.
  • the first parameter is either the power generation amount E or the first physical quantity Q1 that is proportional to the power generation amount E.
  • the first physical quantity Q1 is not particularly limited as long as it is a parameter proportional to the power generation amount E, but is, for example, a fan current value IF. That is, the first physical quantity Q1 may be the current value 1F flowing through the induced ventilation fan 34 that attracts the exhaust gas and keeps the pressure inside the coal-fired boiler 7 constant. Further, the first physical quantity Q1 may be the pressure or temperature of the first steam, the pressure or temperature of the second steam, the fuel flow rate, the flow rate of fuel air, or the like.
  • the second parameter is either the exhaust gas pressure P or the second physical quantity Q2 that is proportional to the exhaust gas pressure P.
  • the second physical quantity Q2 is not particularly limited as long as it is a parameter proportional to the exhaust gas pressure P, but is, for example, a vane opening value V. That is, the second physical quantity Q2 may be the opening value of the vane that adjusts the flow rate of the exhaust gas attracted by the induced ventilation fan 34 that attracts the exhaust gas and keeps the pressure inside the coal-fired boiler 7 constant.
  • the correlation calculation unit 41 obtains one or more indexes C indicating the correlation between the first parameter and the second parameter. For example, as shown below, the correlation calculation unit 41 may obtain one or more indexes C from (a) to (c), and obtain one index C from (a) to (c). Alternatively, all indicators C (C1 to C3) may be obtained. In this embodiment, the case where the correlation calculation unit 41 obtains the two indexes C1 and C2 of (a) and (b) will be described.
  • a first index C1 showing a correlation between the amount of power generation E and the exhaust gas pressure P.
  • B A second index C2 showing the correlation between the first physical quantity Q1 (for example, the fan current value IF) and the exhaust gas pressure P.
  • C A third index C3 showing a correlation between the power generation amount E and the second physical quantity Q2 (for example, the vane opening value V).
  • the abnormality determination unit 42 determines whether or not the index C obtained by the correlation calculation unit 41 deviates from the predetermined range H. Then, the abnormality determination unit 42 detects the occurrence of the abnormality when the index C deviates from the predetermined range H.
  • the predetermined range H is a range that can be taken by the index C when the exhaust gas flow path 100 is not narrowed or the exhaust gas flow path 100 is not ash-blocked.
  • the abnormality determination unit 42 acquires the first index C1 and the second index C2 calculated by the correlation calculation unit 41, the acquired first index C1 deviates from the predetermined range H1, and the acquisition thereof. When the second index C2 is out of the predetermined range H2, the occurrence of the above abnormality is detected.
  • a known technique such as the MT method (Mahalanobis Taguchi method) can be used.
  • the abnormality determination unit 42 When the abnormality determination unit 42 detects the abnormality, the abnormality determination unit 42 transmits the detection result of the abnormality from the communication unit 40 to the communication device 3 via the communication network N.
  • the abnormality detection result may be a notification notifying the occurrence of the abnormality, data indicating that the index C is out of the predetermined range H, or both of them. Further, the abnormality determination unit 42 may notify the communication device 3 of the occurrence of the above abnormality by e-mail or SNS (Social Network Service).
  • the abnormality determination unit 42 may store the obtained index C in the storage unit of the abnormality detection device 2 in time series regardless of the presence or absence of the above abnormality.
  • the communication device 3 includes a display unit 50 and a display control unit 51.
  • the display unit 50 displays the information on the display screen.
  • the display unit 50 displays various information under the control of the display control unit 51.
  • the display unit 50 may be a monitor for a personal computer or a display device of a portable information terminal.
  • the display control unit 51 acquires an abnormality detection result from the abnormality detection device 2 via the communication network N, and displays the acquired detection result on the display unit 50. For example, the display control unit 51 displays the index C within a certain period including the index C when an abnormality is determined as the detection result.
  • FIG. 4 is a diagram showing a display screen of the display unit 50 when the first index C1 deviates from the predetermined range H1.
  • FIG. 5 is a diagram showing a display screen of the display unit 50 when the second index C2 deviates from the predetermined range H2.
  • the display control unit 51 displays the distribution data of the index C calculated at regular intervals and the time series data of the index C on the display unit 50.
  • the display control unit 51 displays the distribution data of the index C on the display unit 50, and the display control unit 51 of the index C within a predetermined range H.
  • the data is displayed in the first aspect (white circles in FIG. 4A and FIG. 5A), and the data of the index C other than the predetermined range H is displayed in the second aspect (a second aspect different from the first aspect). It is indicated by (a) of FIG. 4 and the circle of the dot pattern of (a) of FIG.
  • the display control unit 51 displays the data of the index C within the predetermined range H in the first color, and the data of the index C other than the predetermined range H in the second color different from the first color. indicate. Further, the display control unit 51 may display on the display unit 50 so that the predetermined range H can be identified. For example, the display control unit 51 may display the predetermined range H on the display unit 50 in a third mode (for example, a third color). That is, any embodiment may be used as long as the index C within the predetermined range H, the index C other than the predetermined range H, and the range of the predetermined range H can be distinguished from each other.
  • a third mode for example, a third color
  • the display control unit 51 displays the time-series data of the index C on the display unit 50 by displaying the data of the index C within a predetermined range H.
  • the data of the index C other than the predetermined range H is displayed in the first aspect (white circles in (b) and 5 (b) of FIG. 4) in the second aspect ((b) and 5 in FIG. 4).
  • (B) dot pattern circle) may be displayed.
  • the display control unit 51 may display the index C on the vertical axis and the time on the display unit 50 on the horizontal axis. That is, any embodiment may be used as long as the index C within the predetermined range H, the index C other than the predetermined range H, and the range of the predetermined range H can be distinguished from each other.
  • the display control unit 51 may give a banner notification or a pop-up notification to the display unit 50 that the above abnormality has occurred. Further, the display control unit 51 selects the distribution data of the index C ((a) in FIG. 4 and (a) in FIG. 5) by selecting the link delivered by e-mail or SNS from the abnormality determination unit 42. ) And the time series data of the index C ((b) in FIG. 4 and (b) in FIG. 5) may be read from the abnormality detection device 2 and displayed on the display unit 50.
  • FIG. 6 is a sequence diagram of the maintenance management system A according to the present embodiment.
  • each device provided in the power generation facility 4 of the thermal power plant 1 and each device provided in the central control room 5 transmit the operation data of the power generation facility 4 to the abnormality detection device 2 at regular intervals. Transmit (step S101).
  • the abnormality detection device 2 calculates the index C using the operation data (step S102). For example, the abnormality detection device 2 shows the correlation between the first index C1 showing the correlation between the power generation amount E and the exhaust gas pressure P, the first physical quantity Q1 (for example, the fan current value IF), and the exhaust gas pressure P.
  • the correlation calculation unit 41 has a first index C1 showing the correlation between the generated amount E and the pressure P of the exhaust gas, and a second index C2 showing the correlation between the first physical quantity Q1 and the pressure P of the exhaust gas.
  • the third index C3 showing the correlation between the power generation amount E and the second physical quantity one or more indexes C are obtained.
  • the abnormality detection device 2 determines whether or not the obtained index C is out of the predetermined range H (step S103). When the abnormality detection device 2 determines that the index C is out of the predetermined range H, it determines that an abnormality such as narrowing of the exhaust gas flow path 100 or ash blockage of the exhaust gas flow path 100 has occurred. The abnormality detection result is transmitted to the communication device 3 (step S104). On the other hand, when the abnormality detection device 2 determines that the index C does not deviate from the predetermined range H, the abnormality such as narrowing of the exhaust gas flow path 100 or ash blockage of the exhaust gas flow path 100 has not occurred. As a result, the determined result is transmitted to the communication device 3.
  • the abnormality detection device 2 obtains one or more of the first index C1, the second index C2, and the third index C3, the abnormality detection device 2 is obtained by the correlation calculation unit 41.
  • An abnormality is detected when one or more indexes C deviate from a predetermined range H (H1 to H3) set for each of the one or more indexes C.
  • the communication device 3 When the communication device 3 acquires the determination result from the abnormality detection device 2 via the communication network N, the communication device 3 displays the determination result on the display unit 50 of the own device (step S105).
  • This determination result may be the result of determining that the abnormality has occurred by the abnormality detection device 2 (detection result), the result of determining that the abnormality has not occurred, or both. You may.
  • the communication device 3 receives the determination result determined that no abnormality has occurred from the abnormality detection device 2, the communication device 3 displays information indicating that no abnormality has occurred on the display unit 50. Further, when the communication device 3 acquires the abnormality detection result, the communication device 3 displays the acquired detection result on the display unit 50 (step S105).
  • the communication device 3 displays the distribution data of the index C calculated at regular intervals and the time series data of the index C on the display unit 50.
  • the communication device 3 displays the data of the index C within the predetermined range H in the first aspect, and the communication device 3 displays the data of the index C other than the predetermined range H.
  • the data is displayed in a second aspect different from the first aspect.
  • the communication device 3 displays the data of the index C within the predetermined range H in the first aspect, and displays the data of the index C other than the predetermined range H.
  • the data is displayed in the second aspect.
  • a person who maintains or manages the thermal power plant 1 can check the distribution data and time series data of the index C displayed on the display unit 50 and discover the occurrence of an abnormality. Further, a person who maintains or manages the thermal power plant 1 operates the communication device 3 to read the data of the index C stored in the storage unit of the abnormality detection device 2 and display the display unit 50. The distribution data and time series data of the index C can be displayed. Therefore, even when the occurrence of the above abnormality is not detected, the communication device 3 can display the distribution data and the time series data of the index C on the display unit 50.
  • the abnormality determination unit 42 has a first condition that the first index C1 calculated by the correlation calculation unit 41 deviates from the predetermined range H1, and a second condition that the second index C2 deviates from the predetermined range H2. And the above abnormality may be detected when any one of the third conditions that the third index C3 deviates from the predetermined range H3 is satisfied.
  • Modification 2 In the abnormality detection device 2, the abnormality determination unit 42 continues to be in a situation where the index C is out of the predetermined range H within a predetermined period after the abnormality detection unit 42 transmits the detection result of the abnormality to the communication device 3. May notify the central control panel of the central control room 5.
  • the power generation facility 4 may be controlled so as to reduce the power generation amount E.
  • the abnormality detection device 2 narrows the exhaust gas flow path 100 or exhaust gas flow path by detecting the correlation abnormality between the first parameter and the second parameter. Detects an abnormality of 100 ash blockages.
  • the operator or worker who maintains or manages the thermal power plant 1 can detect an abnormal event such as narrowing or blockage of the exhaust gas flow path at an early stage.
  • the communication device 3 displays the index C existing in the predetermined range H in the first aspect when displaying the index C indicating the correlation between the first parameter and the second parameter. Then, the index C existing outside the predetermined range H is displayed in a second aspect different from the first aspect.
  • a business operator or a worker who maintains or manages the thermal power plant 1 can check the display screen of the communication device 3 and find that the exhaust gas flow path is narrowed or blocked. Events can be detected early.
  • the above-mentioned abnormality detection device 2 may be realized by a computer.
  • the computer may include a processor such as a CPU and GPU and a computer-readable recording medium. Then, a program for realizing all or a part of the functions of the abnormality detection device 2 on the computer is recorded on the computer-readable recording medium, and the program recorded on the recording medium is read by the processor. It may be realized by executing it.
  • the "computer-readable recording medium” refers to a portable medium such as a flexible disk, a magneto-optical disk, a ROM, or a CD-ROM, or a storage device such as a hard disk built in a computer system.
  • a "computer-readable recording medium” is a communication line for transmitting a program via a network such as the Internet or a communication line such as a telephone line, and dynamically holds the program for a short period of time. It may also include a program that holds a program for a certain period of time, such as a volatile memory inside a computer system that serves as a server or a client in that case. Further, the above program may be for realizing a part of the above-mentioned functions, and may be further realized for realizing the above-mentioned functions in combination with a program already recorded in the computer system. It may be realized by using a programmable logic device such as FPGA.
  • an abnormal event such as narrowing or blockage of the exhaust gas flow path at an early stage.
  • a Maintenance management system 1 Thermal power plant 2 Anomaly detection device 3 Communication device (display device) 41 Correlation calculation unit 42 Abnormality determination unit 50 Display unit 51 Display control unit

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Abstract

本開示は、石炭焚ボイラ（７）の異常を検知する異常検知装置（２）であって、発電量（Ｅ）および第１の物理量（Ｑ１）のいずれか１つである第１のパラメータと、排ガスの圧力（Ｐ）および第２の物理量（Ｑ２）のいずれか１つである第２パラメータと、の相関を示す指標（Ｃ）を求める相関算出部（４１）と、指標（Ｃ）が所定の範囲から外れた場合に異常を検知する異常判定部（４２）とを備える。

Description

異常検知装置及び表示装置
　本開示は、石炭焚ボイラの異常検知装置及び表示装置に関する。本願は、２０１９年９月３日に日本に出願された日本国特願２０１９－１６０３７８号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　過熱器や再熱器等に灰が付着することで排気ガスの流路（以下、「排気ガス流路」という。）が狭隘化し、排気ガスの流路が閉塞してしまう場合がある。この場合には、排ガス流路内の排気ガスの流れが阻害されてしまう。
　特許文献１には、スートブロワを用いて過熱器や再熱器に付着した灰を除去する方法が開示されている。
日本国特開２０１２－５２７４０号公報
　ただし、スートブロアによる灰の除去が不完全である場合や、徐々に灰が堆積してスートブロアからの気体噴射では除去できない程度に強固に堆積してしまうことがあり、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象は起こり得る。そのため、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見することが望まれている。
　本開示は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見可能な異常検知装置及び表示装置を提供することである。
（１）本開示の第１の態様の異常検査装置は、火力発電所に設けられた石炭焚ボイラの熱交換器に灰が付着することによる前記石炭焚ボイラの異常を検知する異常検知装置であって、前記石炭焚ボイラで生成された蒸気により前記火力発電所で発電される発電量および前記発電量と比例関係にある第１の物理量のいずれか１つである第１のパラメータと、前記石炭焚ボイラから排出される排ガスの圧力および前記圧力と比例関係にある第２の物理量のいずれか１つである第２のパラメータと、の相関を示す指標を求める相関算出部と、前記相関算出部により求められた前記指標が所定の範囲から外れた場合に前記異常を検知する異常判定部と、を備える。
（２）本開示の第２の態様は、上記第１の態様の異常検知装置であって、前記第１の物理量は、前記排ガスを誘引して前記石炭焚ボイラの内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファンに流れる電流値である。
（３）本開示の第３の態様は、上記第１の態様又は上記第２の態様の異常検知装置であって、前記排ガスを誘引して前記石炭焚ボイラの内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファンによって誘引される前記排ガスの流量を調整するベーンの開度値である。
（４）本開示の第４の態様は、上記第１の態様から上記第３の態様のいずれかの異常検知装置であって、前記相関算出部は、前記発電量と前記圧力との相関を示す第１の指標と、前記第１の物理量と前記圧力との相関を示す第２の指標と、前記発電量と前記第２の物理量との相関を示す第３の指標と、のうち、１つ以上の指標を求め、前記異常判定部は、前記相関算出部により求められた前記１つ以上の前記指標が、それぞれ、前記所定の範囲から外れた場合に、前記異常を検知する。
（５）本開示の第５の態様の表示装置は、火力発電所に設けられた石炭焚ボイラの熱交換器に灰が付着することによる前記石炭焚ボイラの異常を表示する表示装置であって、表示部と、前記石炭焚ボイラで生成された蒸気により前記火力発電所で発電される発電量および前記発電量と比例関係にある第１の物理量のいずれか１つである第１のパラメータと、前記石炭焚ボイラから排出される排ガスの圧力および前記圧力と比例関係にある第２の物理量のいずれか１つである第２のパラメータと、の相関を示す指標を表示する表示制御部と、を備え、前記表示制御部は、所定の範囲内に存在する前記指標を第１の態様で表示し、前記所定範囲外に存在する前記指標を前記第１の態様とは異なる第２の態様で表示する。
　以上説明したように、本開示によれば、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見することができる。
本実施形態に係る異常検知装置を備えた火力発電所の保守管理システムの概略構成の一例を示す図である。 本実施形態に係る発電設備の概略構成を説明する図である。 本実施形態に係る異常検知装置の概略構成を示す図である。 本実施形態に係る第１の指標が所定の範囲から外れた場合における表示部の表示画面である。 本実施形態に係る第２の指標が所定の範囲から外れた場合における表示部の表示画面を示す図である。 本実施形態に係る保守管理システムＡのシーケンス図である。
（一実施形態）
　以下、本実施形態に係る異常検知装置、異常検知方法及び表示装置を、図面を用いて説明する。
　図１は、本実施形態に係る異常検知装置２を備えた火力発電所１の保守管理システムＡの概略構成の一例を示す図である。
　保守管理システムＡは、火力発電所１、異常検知装置２及び通信装置３を備える。
　火力発電所１は、異常検知装置２と通信ネットワークＮで接続されている。火力発電所１は、火力発電所１に設けられた発電設備４の運転データを、通信ネットワークＮを介して異常検知装置２に一定周期ごとに送信する。
　異常検知装置２は、火力発電所１及び通信装置３のそれぞれと通信ネットワークＮで接続されている。
　異常検知装置２は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１から発電設備４の運転データを収集し、その収集した運転データから発電設備４の異常を早期に検知する情報処理装置である。例えば、異常検知装置２は、発電設備４の保守を支援するサーバであって、クラウドコンピューティングを用いて構成されてもよい。なお、前記異常は、異常のみならず、異常の予兆も含む。
　異常検知装置２は、発電設備４の異常を検知した場合には、その検知結果を、通信ネットワークＮを介して通信装置３に出力する。
　通信装置３は、異常検知装置２と通信ネットワークＮを介して情報を送受する。通信装置３は、異常検知装置２から取得した情報を自装置の表示部５０に表示可能である。例えば、通信装置３は、異常検知装置２から取得した異常の検知結果を、通信ネットワークＮを介して取得し、その取得した検知結果を表示部５０に表示する。
　例えば、通信装置３は、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者が保有する通信装置である。例えば、通信装置３は、スマートフォンやタブレット端末等の携帯情報端末であってもよい。また、通信装置３は、火力発電所１の内部、例えば中央管理室５に設けられてもよいし、火力発電所１の外部に設けられてもよい。
　なお、通信装置３は、本開示の「表示装置」の一例である。
　通信ネットワークＮは、無線通信の伝送路であってもよく、無線通信の伝送路及び有線通信の伝送路の組み合わせであってもよい。通信ネットワークＮは、携帯電話回線網などの移動体通信網、無線パケット通信網、インターネット及び専用回線又はそれらの組み合わせであってもよい。
　次に、本実施形態に係る火力発電所１の概略構成について、図１を用いて説明する。
　本実施形態に係る火力発電所１は、発電設備４及び中央管理室５を備える。
　発電設備４は、石炭焚ボイラ７での燃料の燃焼により、石炭焚ボイラ７の内部に設置された伝熱管などを流れる流体を加熱して生成した蒸気を第１の蒸気タービン８及び第２の蒸気タービン９に供給して回転駆動する。そして、発電設備４は、第１の蒸気タービン８及び第２の蒸気タービン９の回転駆動によって発電機１０を駆動させて発電電力を得る。
　中央管理室５は、発電設備４の監視や発電設備４を構成する装置の運転の制御等の発電設備４の管理を行う。この中央管理室５には、例えば、発電設備４を構成する複数の装置等のデータ（運転データ）の計測や計測結果に基づく計算を行う中央制御盤を備えており、中央制御盤で算出されたデータをもとに、複数のオペレータがオペレーションコンピュータを用いて発電における設備の制御や監視を行っている。
　以下に、本実施形態に係る発電設備４の概略構成を、図２を用いて説明する。図２は、本実施形態に係る発電設備４の概略構成を説明する図である。
　図２に示すように、発電設備４は、微粉炭供給装置６、石炭焚ボイラ７、第１の蒸気タービン８、第２の蒸気タービン９、発電機１０、電力センサ１１、排ガス処理設備１２、及び煙突１３を備える。
　微粉炭供給装置６は、微粉炭を製造し、当該微粉炭を石炭焚ボイラ７に燃料として供給する。例えば、微粉炭供給装置６は、石炭をミルで磨り潰すことにより所定粒径の微粉炭を製造し、当該微粉炭を石炭焚ボイラ７に順次連続的に供給する。
　石炭焚ボイラ７は、火炉２０、燃焼装置２１、過熱器２２、再熱器２３及び節炭器２４を備える。
　火炉２０は、垂直かつ筒状に設けられた炉壁によって構成され、燃料を燃焼させて燃焼熱を発生させる炉体である。火炉２０では、燃焼装置２１によって燃料が燃焼されることで高温の燃焼ガス（排ガス）が発生する。
　燃焼装置２１は、火炉２０に設置され、外気（燃焼用空気）及び燃料を取り込んで当該燃料を燃焼させることで排ガスを生成する。燃焼装置２１は、例えばバーナである。
　過熱器２２は、複数の伝熱管から構成されており、排ガスが有する燃焼熱を上記伝熱管内の水と熱交換させることにより水蒸気を発生させる熱交換器である。過熱器２２は、火炉２０内に設けられている。過熱器２２は、排ガスの熱で生成した蒸気（以下、「第１の蒸気」という。）を第１の蒸気タービン８の駆動に必要な温度まで過熱する。過熱器２２は、第１の蒸気を第１の蒸気タービン８に供給する。
　例えば、過熱器２２は、直列に設けられた一次過熱器、二次過熱器、及び最終過熱器を備える。そして、一次過熱器、二次過熱器、及び最終過熱器の順に蒸気が過熱され、当該蒸気が前記最終過熱器から第１の蒸気として第１の蒸気タービン８に供給される。なお、一次過熱器、二次過熱器、及び最終過熱器が配置される位置は、火炉２０内であって、排ガスが流通する経路である排気ガス流路１００内であれば、特に限定されない。なお、過熱器２２の段数については特に限定されない。
　再熱器２３は、複数の伝熱管から構成されており、排ガスが有する燃焼熱を当該伝熱管内の第１の蒸気と熱交換させることにより第１の蒸気を過熱する熱交換器である。再熱器２３は、第１の蒸気タービン８から供給された第１の蒸気を、排ガスが有する燃焼熱により第２の蒸気タービン９の駆動に必要な温度まで再熱する。再熱器２３は、再熱した第１の蒸気（以下、「第２の蒸気」という。）を第２の蒸気タービン９に供給する。
　例えば、再熱器２３は、直列に設けられた一次再熱器、二次再熱器、及び最終再熱器を備える。そして、一次再熱器、二次再熱器、及び最終再熱器の順に第１の蒸気が過熱され、当該第１の蒸気が前記最終再熱器から第２の蒸気として第２の蒸気タービン９に供給される。なお、一次再熱器、二次再熱器、及び最終再熱器が配置される位置は、火炉２０内であって、排気ガス流路１００内であれば、特に限定されない。なお、再熱器２３の段数については特に限定されない。
　節炭器２４は、複数の伝熱管から構成されており、排ガスが有する燃焼熱を当該伝熱管内の水と熱交換させる熱交換器である。節炭器２４は、復水器（不図示）から供給される水（復水）を、排ガスが有する燃焼熱で加熱する。節炭器２４で過熱された復水は、過熱器２２に供給され、過熱器２２にて第１の蒸気に状態変化する。
　なお、過熱器２２、再熱器２３及び節炭器２４のそれぞれは、本開示の「熱交換器」の一例である。
　第１の蒸気タービン８は、発電機１０と直結されている。第１の蒸気タービン８は、過熱器２２で過熱された第１の蒸気により回転して発電機１０を回転させる。第１の蒸気タービン８の発電に用いた第１の蒸気は、再熱器２３に供給される。なお、例えば、第１の蒸気タービン８は、いわゆる高圧タービンである。
　第２の蒸気タービン９は、発電機１０と直結されている。第２の蒸気タービン９は、再熱器２３で再熱された第２の蒸気により回転して発電機１０を回転させる。第２の蒸気タービン９を駆動した後の第２の蒸気は、上記復水器へ導かれ、その復水器により水に戻される。例えば、第２の蒸気タービン９は、いわゆる低圧タービンであってもよいし、中圧タービン及び低圧タービンであってもよい。
　発電機１０は、第１の蒸気タービン８及び第２の蒸気タービン９の回転により駆動することで発電する。
　電力センサ１１は、発電機１０が発電した発電電力の発電量Ｅを計測して、その計測した発電量Ｅを中央管理室５や異常検知装置２に出力する。
　排ガス処理設備１２は、石炭焚ボイラ７から煙突１３に向けて排出される排ガスを処理する設備であり、石炭焚ボイラ７と煙突１３とを結ぶ煙道２００に備えられている。排ガス処理設備１２は、圧力センサ３０、ＧＡＨ（Gas Air Heater）３１、ＥＰ（Electrostatic Precipitator）３２、ダンパ３３、ＩＤＦ（Induced Draft Fan）３４及び電流センサ３５を備える。排ガス処理設備１２は、煙道２００における上流側（石炭焚ボイラ７側）から下流側（煙突１３側）にかけて、ＧＡＨ３１→ＥＰ３２→ダンパ３３→ＩＤＦ（誘引通風ファン）３４の順で設けられている。
　圧力センサ３０は、石炭焚ボイラ７から排出される排ガスの圧力（以下、「排ガス圧力」という。）Ｐを計測する。なお、本実施形態の圧力センサ３０は、排ガス圧力Ｐとして、石炭焚ボイラ７の出口からＧＡＨ３１までの間の排ガスの圧力を計測したが、これに限定されない。すなわち、圧力センサ３０は、石炭焚ボイラ７の出口からＩＤＦ３４の入口までの間の煙道２００内を流れる排ガスの圧力であれば、どの位置の圧力を排ガス圧力Ｐとして計測してもよい。
　ＧＡＨ３１は、石炭焚ボイラ７に供給される燃焼用空気を排ガスの熱を利用して予熱する空気予熱器である。ＧＡＨ３１は、一種の熱交換器であり、外気から取り込んだ燃焼用空気と排ガスとを熱交換させることにより燃焼用空気を加熱（予熱）して石炭焚ボイラ７に供給する。
　ＥＰ３２は、排ガス中に含まれる粉塵を吸着して除去する電気集塵機である。ＥＰ３２は、複数の放電極（電極）と集塵極（電極）とを備え、排ガスに含まれる粉塵を放電極周りに発生するコロナ放電によって帯電させ、帯電した粉塵を集塵極が発生する電界によって集塵極に付着させる。
　ダンパ３３は、ＩＤＦ３４の入口に設けられ、ＩＤＦ３４によって誘引される排ガスの流量を調整する。ダンパ３３は、排ガスの流路断面積を調整するための複数のベーンを有し、そのベーンの開度（以下、「ベーン開度」という。）を調整することでＩＤＦ３４によって誘引される排ガスの流量を調整する。なお、このベーン開度は、石炭焚ボイラ７内部の排ガスの圧力を負圧にするようにフィードバック制御される。
　ＩＤＦ３４は、排ガスを誘引して煙突１３に向けて通風させる。ＩＤＦ３４の駆動は、排ガスを誘引して石炭焚ボイラ７の内部の圧力を一定（負圧）に保つように制御される。
したがって、ＩＤＦ３４に流れる電流値であるファン電流値ＩＦは、石炭焚ボイラ７の内部の圧力を一定（負圧）に保つようにフィードバック制御される。
　電流センサ３５は、ファン電流値ＩＦを計測する。そして、電流センサ３５は、計測したファン電流値ＩＦを中央管理室５や異常検知装置２に出力する。
　煙突１３は、所定長を有する鉛直姿勢の筒状構造物であり、煙道２００から下端に供給された排ガスを上端（高所）から大気に放出する。煙突１３には必要に応じて排ガス加熱装置が設けられている。
　次に、本実施形態に係る異常検知装置２について説明する。
　異常検知装置２は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１から発電設備４の運転データを収集し、その収集した運転データから発電設備４の異常を早期に検知する。
　ここで、異常とは、過熱器２２や再熱器２３、節炭器２４等の熱交換器に灰が付着することで、排気ガス流路１００の狭隘化や排気ガス流路１００の閉塞（以下、「灰閉塞」という。）が起こり、排ガス流路Ｋ内の排気ガスの流れが阻害されてしまうことである。この排気ガスの流れが阻害され、例えば重度の灰閉塞に至ると、石炭焚ボイラ７の運転が停止（以下、「停缶」という。）してしまう。
　そこで、異常検知装置２は、発電設備４の運転データの相関を例えば一定周期ごとに求め、その相関が所定範囲から外れたばあいに発電設備４の上記異常を検知する。すなわち、異常検知装置２は、発電設備４の運転データの相関の異常から発電設備４の上記異常を検知する。
　以下に、本実施形態に係る異常検知装置２を、図３を用いて説明する。
　図３は、本実施形態に係る異常検知装置２の概略構成を示す図である。
　図３に示すように、異常検知装置２は、通信部４０、相関算出部４１及び異常判定部４２を備える。後に詳しく説明するが、異常検知装置２の全部または一部がコンピュータであり、相関算出部４１および異常判定部４２は、コンピュータである。
　通信部４０は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１から発電設備４の運転データを取得して、その取得した運転データを相関算出部４１に出力する。なお、通信部４０は、発電設備４に設けられた各装置と通信することで運転データを取得してもよいし、中央管理室５の中央制御盤等の装置を介して運転データを取得してもよい。ここで、例えば、運転データとは、例えば、発電設備４の各所に設置した各種センサなどから得られた測定データである。本実施形態では、通信部４０は、運転データとして、発電量Ｅ、排ガス圧力Ｐ、ファン電流値ＩＦ及びベーン開度の値（ベーン開度値）Ｖを取得する。
　例えば、相関算出部４１は、通信部４０を介して火力発電所１から得られた発電量Ｅ、排ガス圧力Ｐ、ファン電流値ＩＦ及びベーン開度値Ｖに基づいて、第１のパラメータと第２パラメータとの相関を示す指標Ｃを求める。すなわち、相関算出部４１は、指標Ｃを算出する。第１のパラメータと第２パラメータとは、排気ガス流路１００の狭隘化又は排気ガス流路１００の灰閉塞により、第１のパラメータと第２パラメータとの相関を示す指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れるパラメータである。
　ここで、指標Ｃは、第１のパラメータと第２パラメータとの相関を示すものであればどのような指標でもよいが、例えば、第１のパラメータと第２パラメータとの相関係数であってもよいし、第１のパラメータと第２パラメータとで表される二次元上の座標データであってもよいし、当該座標データのマハラノビスの距離であってもよい。また、指標Ｃは、排気ガス流路１００の狭隘化や排気ガス流路１００の灰閉塞が発生していないときの第１のパラメータと第２パラメータとから得られた１次回帰直線から上記座標データまでの距離であってもよい。
　第１のパラメータは、発電量Ｅおよび発電量Ｅと比例関係にある第１の物理量Ｑ１のいずれかである。第１の物理量Ｑ１は、発電量Ｅと比例関係にあるパラメータであれば特に限定されないが、例えばファン電流値ＩＦである。すなわち、第１の物理量Ｑ１は、排ガスを誘引して石炭焚ボイラ７の内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファン３４に流れる電流値１Ｆでもよい。また、第１の物理量Ｑ１は、第１の蒸気の圧力や温度、第２の蒸気の圧力や温度、燃料流量、燃料用空気の流量等であってもよい。
　第２のパラメータは、排ガス圧力Ｐおよび排ガス圧力Ｐと比例関係にある第２の物理量Ｑ２のいずれかである。第２の物理量Ｑ２は、排ガス圧力Ｐと比例関係にあるパラメータであれば特に限定されないが、例えばベーン開度値Ｖである。すなわち、第２の物理量Ｑ２は、排ガスを誘引して石炭焚ボイラ７の内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファン３４によって誘引される排ガスの流量を調整するベーンの開度値でもよい。
　相関算出部４１は、第１のパラメータと第２パラメータとの相関を示す指標Ｃを一以上求める。例えば、相関算出部４１は、以下に示すように、（ａ）～（ｃ）のうち、一以上の指標Ｃを求めればよく、（ａ）～（ｃ）のうち、一つの指標Ｃを求めてもよいし、すべての指標Ｃ（Ｃ１～Ｃ３）を求めてもよい。なお、本実施形態では、相関算出部４１が（ａ）及び（ｂ）の二つの指標Ｃ１，Ｃ２を求める場合について説明する。
（ａ）発電量Ｅと排ガス圧力Ｐとの相関を示す第１の指標Ｃ１。
（ｂ）第１の物理量Ｑ１（例えば、ファン電流値ＩＦ）と排ガス圧力Ｐとの相関を示す第２の指標Ｃ２。
（ｃ）発電量Ｅと第２の物理量Ｑ２（例えば、ベーン開度値Ｖ）との相関を示す第３の指標Ｃ３。
　異常判定部４２は、相関算出部４１により求められた指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れたか否かを判定する。そして、異常判定部４２は、指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れた場合に上記異常の発生を検知する。例えば、所定の範囲Ｈは、排気ガス流路１００の狭隘化や排気ガス流路１００の灰閉塞が発生していないときの指標Ｃが取り得る範囲である。
　例えば、異常判定部４２は、相関算出部４１が算出した第１の指標Ｃ１及び第２の指標Ｃ２を取得し、その取得した第１の指標Ｃ１が所定の範囲Ｈ１から外れ、且つ、その取得した第２の指標Ｃ２が所定の範囲Ｈ２から外れた場合に上記異常の発生を検知する。
　なお、指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れたか否かを判定する方法は、ＭＴ法（マハラノビス・タグチメソッド）等の公知の技術を用いることができる。
　異常判定部４２は、上記異常を検知した場合には、当該異常の検知結果を、通信部４０から通信ネットワークＮを介して通信装置３に送信する。この異常の検知結果とは、異常の発生を知らせる通知であってもよいし、指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れたことを示すデータであってもよいし、その両方であってもよい。
　また、異常判定部４２は、上記異常が発生した旨を電子メールやＳＮＳ（Social Network Service）により通信装置３に対して通知を行ってもよい。
　なお、異常判定部４２は、上記異常の有無に関わらず、求めた指標Ｃを時系列に異常検知装置２の記憶部に格納してもよい。
　図１に戻り、通信装置３は、表示部５０及び表示制御部５１を備える。
　表示部５０は、情報を表示画面に表示する。例えば、表示部５０は、表示制御部５１の制御の下、各種情報を表示する。表示部５０は、パーソナルコンピュータ用のモニタであってよいし、携帯情報端末の表示デバイスであってもよい。
　表示制御部５１は、通信ネットワークＮを介して異常検知装置２から異常の検知結果を取得し、その取得した検知結果を表示部５０に表示する。例えば、表示制御部５１は、検知結果として異常と判定されたときの指標Ｃを含む一定期間内の指標Ｃを表示する。図４は、第１の指標Ｃ１が所定の範囲Ｈ１から外れた場合における表示部５０の表示画面を示す図である。図５は、第２の指標Ｃ２が所定の範囲Ｈ２から外れた場合における表示部５０の表示画面を示す図である。
　表示制御部５１は、一定周期ごとに算出した指標Ｃの分布データと、指標Ｃの時系列データとを表示部５０に表示する。ここで、図４の（ａ）及び図５の（ａ）に示すように、表示制御部５１は、指標Ｃの分布データを表示部５０に表示するにあたって、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃのデータを第１の態様（図４の（ａ）及び図５の（ａ）の白丸）で表示し、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃのデータを第１の態様とは異なる第２の態様（図４の（ａ）及び図５の（ａ）のドット模様の丸）で表示する。
例えば、表示制御部５１は、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃのデータを第１の色で表示し、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃのデータを第１の色とは異なる第２の色で表示する。さらに、表示制御部５１は、所定の範囲Ｈを識別できるように表示部５０に表示してもよい。例えば、表示制御部５１は、所定の範囲Ｈを第３の態様（例えば、第３の色）で表示部５０に表示してもよい。すなわち、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃ、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃ及び所定範囲Ｈの範囲のそれぞれを区別できるように表示すれば、どのような態様であってもよい。
　図４の（ｂ）及び図５の（ｂ）に示すように、表示制御部５１は、指標Ｃの時系列データを表示部５０に表示するにあたって、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃのデータを第１の態様（図４の（ｂ）及び図５の（ｂ）の白丸）で表示し、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃのデータを第２の態様（図４の（ｂ）及び図５の（ｂ）のドット模様の丸）で表示してもよい。なお、表示制御部５１は、指標Ｃの時系列データを表示するにあたって、縦軸が指標Ｃであり、横軸が時刻として表示部５０に表示してもよい。すなわち、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃ、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃ及び所定範囲Ｈの範囲のそれぞれを区別できるように表示すれば、どのような態様であってもよい。
　なお、表示制御部５１は、表示部５０に対して上記異常が発生した旨をバナー通知やポップアップ通知を行ってもよい。また、表示制御部５１は、異常判定部４２から電子メールやＳＮＳで配信されたリンクがユーザにより選択されることによって、指標Ｃの分布データ（図４の（ａ）や図５の（ａ））及び指標Ｃの時系列データ（図４の（ｂ）や図５の（ｂ））を異常検知装置２から読み取り、表示部５０に表示してもよい。
　次に、本実施形態に係る保守管理システムＡの動作の流れを、図６を用いて説明する。図６は、本実施形態に係る保守管理システムＡのシーケンス図である。
　図６に示すように、火力発電所１の発電設備４に設けられた各装置や中央管理室５に設けられた各装置は、発電設備４の運転データを異常検知装置２に一定周期ごとに送信する（ステップＳ１０１）。異常検知装置２は、運転データを受信すると、その運転データを用いて指標Ｃを算出する（ステップＳ１０２）。例えば、異常検知装置２は、発電量Ｅと排ガス圧力Ｐとの相関を示す第１の指標Ｃ１、第１の物理量Ｑ１（例えば、ファン電流値ＩＦ）と排ガス圧力Ｐとの相関を示す第２の指標Ｃ２、及び発電量Ｅと第２の物理量Ｑ２（例えば、ベーン開度値Ｖ）との相関を示す第３の指標Ｃ３のうち、少なくとも一つの指標Ｃを求める。換言すれば、相関算出部４１が、発電量Ｅと排ガスの圧力Ｐとの相関を示す第１の指標Ｃ１と、第１の物理量Ｑ１と排ガスの圧力Ｐとの相関を示す第２の指標Ｃ２と、発電量Ｅと第２の物理量との相関を示す第３の指標Ｃ３とのうち、１つ以上の指標Ｃを求める。
　異常検知装置２は、求めた指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れたか否かを判定する（ステップＳ１０３）。異常検知装置２は、指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れたと判定した場合には、排気ガス流路１００の狭隘化又は排気ガス流路１００の灰閉塞という異常が発生したと判定して、当該異常の検知結果を通信装置３に送信する（ステップＳ１０４）。一方、異常検知装置２は、指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れていないと判定した場合には、排気ガス流路１００の狭隘化又は排気ガス流路１００の灰閉塞という異常が発生していないとして、判定した結果を通信装置３に送信する。例えば、異常検知装置２が、第１の指標Ｃ１、第２の指標Ｃ２、第３の指標Ｃ３のうち一つ以上の指標Ｃを求める場合、異常検知装置２は、相関算出部４１により求められた１つ以上の指標Ｃが、当該１つ以上の指標Ｃのそれぞれに対して設定された所定の範囲Ｈ（Ｈ１～Ｈ３）から各々外れた場合に、異常を検知する。
　通信装置３は、異常検知装置２から通信ネットワークＮを介して判定結果を取得した場合には、その判定結果を自装置の表示部５０に表示する（ステップＳ１０５）。この判定結果は、異常検知装置２により上記異常が発生していると判定された結果（検知結果）でもよいし、上記異常が発生していないと判定された結果でもよいし、その両方であってもよい。例えば、通信装置３は、異常検知装置２から異常が発生していないと判定された判定結果を受信した場合には、異常が発生していないことを示す情報を表示部５０に表示する。また、通信装置３は、異常の検知結果を取得した場合には、その取得した検知結果を表示部５０に表示する（ステップＳ１０５）。具体的には、通信装置３は、一定周期ごとに算出した指標Ｃの分布データと、指標Ｃの時系列データとを表示部５０に表示する。ここで、通信装置３は、指標Ｃの分布データを表示部５０に表示するにあたって、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃのデータを第１の態様で表示し、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃのデータを第１の態様とは異なる第２の態様で表示する。さらに、通信装置３は、指標Ｃの時系列データを表示部５０に表示するにあたって、所定の範囲Ｈ以内の指標Ｃのデータを第１の態様で表示し、所定の範囲Ｈ以外の指標Ｃのデータを第２の態様で表示する。これにより、火力発電所１の保守や管理を行っている者は、表示部５０に表示された指標Ｃの分布データや時系列データを確認して、異常の発生を発見することができる。さらに、火力発電所１の保守や管理を行っている者は、通信装置３を操作して、異常検知装置２の記憶部に格納されている指標Ｃのデータを読み出して、表示部５０に対して指標Ｃの分布データや時系列データを表示させることができる。したがって、上記異常の発生が検知されていない場合であっても、通信装置３は、表示部５０に指標Ｃの分布データや時系列データを表示させることができる。
　以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
（変形例１）
　上記異常判定部４２は、相関算出部４１が算出した第１の指標Ｃ１が所定の範囲Ｈ１から外れるという第１の条件、第２の指標Ｃ２が所定の範囲Ｈ２から外れるという第２の条件、及び第３の指標Ｃ３が所定の範囲Ｈ３から外れるという第３の条件のうち、いずれか１つの条件が成立した場合に上記異常を検知してもよい。
（変形例２）
　上記異常検知装置２は、異常判定部４２は、上記異常の検知結果を通信装置３に送信してから所定期間の間において指標Ｃが所定の範囲Ｈから外れている状況が継続している場合には、中央管理室５の中央制御盤に通知してもよい。中央管理室５の中央制御盤は、異常検知装置２から当該通知を受信した場合には、発電量Ｅを低下させるように発電設備４を制御してもよい。
　以上、説明したように、本実施形態に係る異常検知装置２は、第１のパラメータと第２のパラメータとの相関異常を検知することで、排気ガス流路１００の狭隘化又は排気ガス流路１００の灰閉塞という異常を検知する。
　このような構成によれば、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者は、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見することができる。
　また、本実施形態に係る通信装置３は、第１のパラメータと第２のパラメータとの相関を示す指標Ｃを表示するにあたって、所定の範囲Ｈ内に存在する指標Ｃを第１の態様で表示し、所定範囲Ｈ外に存在する指標Ｃを第１の態様とは異なる第２の態様で表示する。
　このような構成によれば、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者は、通信装置３の表示画面を確認することで、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見することができる。
　なお、上述した異常検知装置２の全部または一部をコンピュータで実現するようにしてもよい。この場合、上記コンピュータは、ＣＰＵ、ＧＰＵなどのプロセッサ及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体を備えてもよい。そして、上記異常検知装置２の全部または一部の機能をコンピュータで実現するためのプログラムを上記コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムを上記プロセッサに読み込ませ、実行することによって実現してもよい。ここで、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ－ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含んでもよい。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く、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であってもよく、ＦＰＧＡ等のプログラマブルロジックデバイスを用いて実現されるものであってもよい。
　本開示によれば、排気ガス流路の狭隘化や閉塞という異常事象を早期に発見することができる。
Ａ　保守管理システム
１　火力発電所
２　異常検知装置
３　通信装置（表示装置）
４１　相関算出部
４２　異常判定部
５０　表示部
５１　表示制御部

Claims (5)

  1. 　火力発電所に設けられた石炭焚ボイラの熱交換器に灰が付着することによる前記石炭焚ボイラの異常を検知する異常検知装置であって、
    　前記石炭焚ボイラで生成された蒸気により前記火力発電所で発電される発電量および前記発電量と比例関係にある第１の物理量のいずれか１つである第１のパラメータと、前記石炭焚ボイラから排出される排ガスの圧力および前記圧力と比例関係にある第２の物理量のいずれか１つである第２パラメータと、の相関を示す指標を求める相関算出部と、
    　前記相関算出部により求められた前記指標が所定の範囲から外れた場合に前記異常を検知する異常判定部と、
    　を備える、異常検知装置。
  2. 　前記第１の物理量は、前記排ガスを誘引して前記石炭焚ボイラの内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファンに流れる電流値である、請求項１に記載の異常検知装置。
  3. 　前記第２の物理量は、前記排ガスを誘引して前記石炭焚ボイラの内部の圧力を一定に保つ誘引通風ファンによって誘引される前記排ガスの流量を調整するベーンの開度値である、請求項１又は２に記載の異常検知装置。
  4. 　前記相関算出部は、
    　前記発電量と前記圧力との相関を示す第１の指標と、前記第１の物理量と前記圧力との相関を示す第２の指標と、前記発電量と前記第２の物理量との相関を示す第３の指標と、のうち、１つ以上の指標を求め、
    　前記異常判定部は、
    　前記相関算出部により求められた前記１つ以上の指標が、それぞれ、前記所定の範囲から外れた場合に、前記異常を検知する、請求項１から３のいずれか一項に記載の異常検知装置。
  5. 　火力発電所に設けられた石炭焚ボイラの熱交換器に灰が付着することによる前記石炭焚ボイラの異常を表示する表示装置であって、
    　表示部と、
    　前記石炭焚ボイラで生成された蒸気により前記火力発電所で発電される発電量および前記発電量と比例関係にある第１の物理量のいずれか１つである第１のパラメータと、前記石炭焚ボイラから排出される排ガスの圧力および前記圧力と比例関係にある第２の物理量のいずれか１つである第２パラメータと、の相関を示す指標を表示する表示制御部と、
    　を備え、
    　前記表示制御部は、所定の範囲内に存在する前記指標を第１の態様で表示し、前記所定範囲外に存在する前記指標を前記第１の態様とは異なる第２の態様で表示する、表示装置。
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