WO2022075010A1 - 性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラム - Google Patents

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steam turbine
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陽介 藤冨
隆志 市丸
悟 毛利
利彦 新家
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三菱パワー株式会社
三菱重工業株式会社
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    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Definitions

  • the present disclosure relates to performance evaluation methods, operation control methods, performance evaluation devices, and programs.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2020-169638 filed in Japan on October 7, 2020, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • Patent Document 1 a technique for diagnosing the presence or absence of an abnormality by comparing a state quantity calculated by a plant diagnosis model with a state quantity acquired from a power plant is considered (for example).
  • Patent Document 1 a technique for diagnosing the presence or absence of an abnormality by comparing a state quantity calculated by a plant diagnosis model with a state quantity acquired from a power plant is considered (for example).
  • a diagnosis may be performed to confirm how much the performance is improved when the power plant is regularly inspected or when the operating conditions (control logic, etc.) are changed. ..
  • the load changes from moment to moment according to the demand for electric power. Then, the data measured in the power plant during commercial operation will vary widely, and it is difficult to evaluate the performance of the power plant using these data. For this reason, with conventional technology, it is necessary to temporarily stop commercial operation, statically determinate the gas turbine of the power plant (keep the load constant), perform test operation, and measure data for performance evaluation. there were.
  • the present disclosure has been made in view of such problems, and includes performance evaluation methods, operation control methods, performance evaluation devices, and programs capable of evaluating plant performance based on data measured during operation. offer.
  • the performance evaluation method includes a sampling value of a gas turbine output measured at each time during operation of a gas turbine and a combined cycle power plant that generates power using a steam turbine, and steam.
  • the performance evaluation device includes a sampling value of a gas turbine output measured at each time during operation of a gas turbine and a combined cycle power plant that generates power using a steam turbine, and steam.
  • the acquisition unit for acquiring the sampling value of the turbine output, the sampling value of the gas turbine output measured at the first time, and the steam turbine output corresponding to the gas turbine output at the first time. It is provided with an output calculation unit for obtaining a plant output which is the total output of the sampling value of the steam turbine output measured at the second time after a predetermined delay time from the first time.
  • the program comprises sampling values of the gas turbine output measured at each time during operation of the gas turbine and the combined cycle power plant that generates power using the steam turbine, and the steam turbine output.
  • the computer of the performance evaluation device is made to execute the step of obtaining the plant output, which is the total output of the sampling value of the steam turbine output measured at the second time after a predetermined delay time.
  • plant performance can be evaluated based on the data measured during operation.
  • FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a performance evaluation system according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the performance evaluation system 1 is a system for evaluating the performance of the combined cycle power generation plant 10 (hereinafter, also referred to as “power generation plant 10”). As shown in FIG. 1, the performance evaluation system 1 includes a power plant 10 and a performance evaluation device 20.
  • the power generation plant 10 includes a gas turbine 100, a generator 110 that generates power by driving the gas turbine 100, and an exhaust heat recovery boiler 120 that generates steam by the heat of exhaust gas exhausted from the gas turbine 100.
  • the steam turbine 130 (high pressure steam turbine 131, medium pressure steam turbine 132, and low pressure steam turbine 133) driven by steam from the exhaust heat recovery boiler 120, and the steam turbine 130 (131, 132, 133).
  • It includes a generator 140 for generating power, a water return device 150 for returning the steam exhausted from the low-pressure steam turbine 133 to water, a water supply heater 155, and a control device 160 for controlling each of these devices.
  • the gas turbine 100 includes a compressor 101 that compresses outside air to generate compressed air, a combustor 102 that mixes fuel gas with compressed air and burns it to generate high-temperature combustion gas, and a turbine driven by the combustion gas.
  • the 103 and a fuel flow control valve 104 for adjusting the fuel flow rate supplied to the combustor 102 are provided.
  • a fuel line for supplying fuel from a fuel supply source to the combustor 102 is connected to the combustor 102.
  • the fuel line is provided with a fuel flow rate control valve 104.
  • the exhaust port of the turbine 103 is connected to the exhaust heat recovery boiler 120.
  • a flow meter 105 is provided in the fuel line, and the fuel flow rate F supplied to the combustor 102 is sequentially measured.
  • the high-pressure steam generated by the exhaust heat recovery boiler 120 is supplied to the high-pressure steam turbine 131 via the steam line.
  • the medium-pressure steam turbine 132 is supplied with medium-pressure steam in which the steam exhausted from the high-pressure steam turbine 131 is reheated by the exhaust heat recovery boiler 120 via a steam line.
  • the low-pressure steam generated by the exhaust heat recovery boiler 120 and the steam exhausted from the medium-pressure steam turbine 132 are supplied to the low-pressure steam turbine 133 via the steam line.
  • the condenser 150 is connected to the outlet of the low pressure steam turbine 133.
  • the steam exhausted from the low-pressure steam turbine 133 is returned to water by the condenser 150, and is further sent to the exhaust heat recovery boiler 120 through the feed water heater 155 via the feed water line.
  • the control device 160 controls the output of the gas turbine 100 and the output of the steam turbine 130, and generates electricity by the generators 110 and 140.
  • the electric power generated by the generators 110 and 140 can be supplied to the grid (electric power system) via the electric power path, respectively. Further, output meters 111 and 141 are provided in each power path, and are driven by the generated power of the generator 110 driven by the gas turbine 100 (hereinafter, also referred to as “gas turbine output Pg”) and the steam turbine 130. The generated power of the generator 140 (hereinafter, also referred to as “steam turbine output Ps”) is sequentially measured.
  • FIG. 2 is a diagram showing a functional configuration of the performance evaluation system according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the performance evaluation device 20 evaluates the performance of the power plant 10 based on the operation data of the power plant 10.
  • the operation data includes the sampling value (fuel flow rate F, gas turbine output Pg, and steam turbine output Ps) measured in the power plant 10 during commercial operation, the operation mode of the power plant 10, and the measurement time of the sampling value. It is the data to be included.
  • the operation mode represents a specific operating state of the power plant 10, and a plurality of operating modes are defined according to the operating conditions (control logic) and the implementation status of periodic inspections (before or after implementation). ..
  • the operation data of the power plant 10 is collected at predetermined sampling times (for example, 1 minute), transmitted to the data server 30 via a network such as the Internet, and accumulated.
  • the operation data may be temporarily stored in a memory (not shown) of the power plant 10, packetized at predetermined timings, and transmitted to the data server 30.
  • the predetermined timing may be, for example, after a certain time (for example, 1 hour) has elapsed since the previous transmission, or when a certain number of data points (for example, 1000 points) are accumulated in the memory.
  • the performance evaluation device 20 acquires the sampling value stored in the data server 30 and evaluates the performance of the power plant 10.
  • FIG. 1 shows an example in which the performance evaluation device 20 and the data server 30 are managed and operated by a manufacturer or the like of the power plant 10 (a company that performs manufacturing, maintenance, evaluation, etc.). It is not limited to.
  • the data server 30 may be a data server provided by a cloud computing service provider.
  • the performance evaluation device 20 includes an acquisition unit 201, an output calculation unit 202, an efficiency calculation unit 203, a comparison unit 204, an output processing unit 205, and a memory 206.
  • the acquisition unit 201 acquires sampling values (fuel flow rate F, gas turbine output Pg, steam turbine output Ps) measured at each time during operation of the power plant 10.
  • the output calculation unit 202 is a sampling value of the gas turbine output Pg measured at the first time and a steam turbine output Ps corresponding to the gas turbine output Pg at the first time, after a predetermined delay time from the first time.
  • the sampling value of the steam turbine output Ps measured at the second time of the above and the plant output Pc which is the total output are obtained.
  • the efficiency calculation unit 203 obtains the efficiency of the power generation plant 10 based on the plant output Pc and the fuel flow rate F.
  • the comparison unit 204 describes the average efficiency of the plant output Pc for each section in the first operation mode of the power plant 10 and the average efficiency of the plant output Pc for each section in the second operation mode different from the first operation mode.
  • the section of the plant output Pc is, for example, a section of "0 to 9 MW", a section of "10 to 19 MW", ...,
  • the plant output is divided into predetermined ranges ⁇ Pc (for example, 10 MW).
  • the first operation mode is the operation mode before the periodic inspection of the power plant 10
  • the second operation mode is the operation mode after the periodic inspection.
  • the power plant 10 can manually or automatically switch between a plurality of operating conditions (control logic) through the control device 160. Therefore, the first operation mode may be an operation mode under one of a plurality of operation conditions, and the second operation mode may be an operation mode under another operation condition.
  • the output processing unit 205 transmits the evaluation result of the power generation plant 10 to the control device 160 of the power generation plant 10.
  • the evaluation result includes the plant output Pc calculated by the output calculation unit 202, the plant efficiency calculated by the efficiency calculation unit 203, and the comparison result of the comparison unit 204. Further, the output processing unit 205 may output the evaluation result to a display or the like connected to the performance evaluation device.
  • the memory 206 is a so-called auxiliary storage device, and may be, for example, an HDD (Hard Disk Drive), an SSD (Solid State Drive), or the like.
  • the memory 206 stores the sampling value acquired by the acquisition unit 201, the calculation result by the output calculation unit 202 and the efficiency calculation unit 203, and the like.
  • control device 160 includes an operation control unit 161, an operation reception unit 162, and a display unit 163.
  • the operation control unit 161 automatically controls each device of the power plant 10 according to the state of the power plant 10. Further, a worker who monitors the power plant 10 or the like may perform a manual operation via the operation reception unit 162, which will be described later. In this case, the operation control unit 161 controls each device of the power plant 10 based on the operation received from the operator.
  • the operation control unit 161 controls to switch the operation mode of the power plant 10 based on the evaluation result received from the performance evaluation device 20. For example, the operation control unit 161 evaluates that the second operation mode is more efficient than the first operation mode in a certain plant output section, and the current plant output of the power plant 10 Is included in this section, the operation mode of the power plant 10 is automatically switched from the first operation mode to the second operation mode.
  • the operation reception unit 162 accepts the operation of the worker who monitors the power plant 10 and the like.
  • the operation reception unit 162 accepts an operation for switching the operation mode of the power plant 10.
  • the operation reception unit 162 causes the operation control unit 161 to control the switching of the operation mode.
  • the operation reception unit 162 may instruct the performance evaluation device 20 to evaluate the performance of the power plant 10 before and after the operation mode switching.
  • the operation reception unit 162 accepts the start operation of the performance evaluation of the power plant 10. For example, when the operator performs the performance evaluation start operation after the periodic inspection is completed, the operation reception unit 162 instructs the performance evaluation device 20 to evaluate the performance of the power plant 10 before and after the periodic inspection. ..
  • the display unit 163 is a display that displays the sampling value of the power plant 10, the evaluation result received from the performance evaluation device 20, and the like.
  • the operator refers to the evaluation result or the like displayed on the display unit 163 and performs the operation mode switching operation via the operation reception unit 162.
  • FIG. 3 is a first flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the switching from the first operation mode to the second operation mode is performed by the manual operation of the operator, and the evaluation period before the switching (first operation mode) and after the switching (second operation mode) are performed.
  • An example of evaluating the performance of the evaluation period will be described.
  • the evaluation period is set to a fixed time of n minutes (for example, 60 minutes) before and after switching.
  • n minutes for example, 60 minutes
  • the performance evaluation device 20 executes each of the following processes after a predetermined number of operation data including n minutes before and after the operation mode switching is accumulated in the data server 30.
  • the predetermined number is set by the number of data (for example, 1000 points) and the data acquisition period (for example, 3 to 4 hours).
  • the acquisition unit 201 of the performance evaluation device 20 first acquires the sampling value before switching the operation mode (first operation mode) from the data server 30 (step S10).
  • the output calculation unit 202 and the efficiency calculation unit 203 of the performance evaluation device 20 evaluate the performance of the first operation mode of the power plant 10 (step S11).
  • FIG. 4 is a second flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the output calculation unit 202 calculates the delay time ⁇ d of the steam turbine output Ps in the first operation mode (step S100).
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of a sampling value and a plant output according to the first embodiment of the present disclosure.
  • 5A is a graph showing a fuel flow rate F
  • FIG. 5B is a graph showing a gas turbine output Pg
  • FIG. 5C is a graph showing a time series of steam turbine output Ps.
  • FIG. 5D is a graph showing a time series of the plant output Pc calculated by the output calculation unit 202 according to the present embodiment
  • FIG. 5E is a graph showing the time series of the plant output Pc calculated by the conventional method as a comparison. It is a graph which shows a series.
  • the outputs of the gas turbine 100 and the steam turbine 130 fluctuate according to the control command of the control device 160.
  • the steam turbine is driven by the steam generated by using the exhaust gas of the gas turbine 100, as shown in FIGS. 5 (b) and 5 (c), the output fluctuation of the steam turbine 130 is the gas turbine 100. It occurs later than the output fluctuation of.
  • the output calculation unit 202 considers the delay time ⁇ of the steam turbine output Ps with respect to the gas turbine output Pg, as shown in FIG. 5D, and considers the plant output Pc. I try to ask for.
  • the output calculation unit 202 according to the present embodiment obtains the plant output Pc in consideration of the delay time ⁇ of the steam turbine output Ps will be described in detail.
  • FIG. 6 is a third flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the output calculation unit 202 calculates the fixed value ⁇ d of the delay time (hereinafter, also simply referred to as “delay time ⁇ d”) will be described.
  • the output calculation unit 202 obtains a delay time ⁇ d for each division period in which the evaluation period (t0 to tun) of the first operation mode is further divided into a fixed time (for example, 7 minutes). ..
  • the output calculation unit 202 obtains the delay time ⁇ d of the first division period (time t0 to t7) among the plurality of division periods
  • the output calculation unit will describe the second division period.
  • the same processing is performed for the third division period, ..., And the delay times ⁇ d1, ⁇ d2, ⁇ d3, ... For each division time are obtained.
  • the output calculation unit 202 initializes the delay time ⁇ (step S101).
  • the output calculation unit 202 reads out the sampling values of the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps during the evaluation period of the first operation mode (step S102). Further, the time within the evaluation period is set to time t0 to tun.
  • the output calculation unit 202 obtains a cross-correlation function of the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps when the delay time of the steam turbine output is “ ⁇ ” (step S103).
  • the cross-correlation function between the gas turbine output Pg (t) at time t and the steam turbine output Ps (t + ⁇ ) after the delay time ⁇ is expressed by the equation (1).
  • the output calculation unit 202 obtains Rmr ( ⁇ ) obtained by normalizing Rm ( ⁇ ) by the equations (2) and (3) (steps S104 and S105).
  • the output calculation unit 202 increases the delay time ⁇ by ⁇ for a certain period of time (step S106).
  • the constant time ⁇ is, for example, 1 minute.
  • the output calculation unit 202 determines whether the cross-correlation function has been obtained for all the delay times ⁇ ( ⁇ 0 to ⁇ 7) from the initial value (0 minutes) to the upper limit value m (for example, 7 minutes) (step S107). ..
  • the upper limit value m of the delay time may be changed according to the performance of the gas turbine 100 and the steam turbine 130. If the output calculation unit 202 has not obtained the cross-correlation function for all the delay times ⁇ (step S107: NO), the output calculation unit 202 returns to step S102 and executes a process of obtaining the cross-correlation function for the next delay time ⁇ . On the other hand, when the cross-correlation function is obtained for all the delay times ⁇ (step S107: YES), the output calculation unit 202 obtains the delay time ⁇ d at which Rmr ( ⁇ ) is maximized (step S108).
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of a cross-correlation function according to the first embodiment of the present disclosure.
  • FIG. 7 shows a graph of the cross-correlation function Rmr ( ⁇ ) for each delay time ⁇ obtained by the output calculation unit 202.
  • the delay time at which the cross-correlation function Rmr ( ⁇ ) is maximized is “ ⁇ 2”. Therefore, the output calculation unit 202 sets the delay time ⁇ d in the division period to “ ⁇ 2 (2 minutes)”.
  • the output calculation unit 202 and the efficiency calculation unit 203 calculate the plant output Pc and the plant efficiency ⁇ at each time t0 to tun in the evaluation period of the first operation mode (step S200).
  • FIG. 8 is a fourth flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first embodiment of the present disclosure. As shown in FIG. 8, the output calculation unit 202 initializes t indicating the time within the evaluation period (step S201).
  • the output calculation unit 202 adds the gas turbine output Pg (t) at time t and the steam turbine output Ps (t + ⁇ d) after the delay time ⁇ d from the time t, as in the equation (4).
  • the plant output Pc at time t is calculated (step S202).
  • the output calculation unit 202 calculates the plant output Pc at each time within the division period by using the delay time ⁇ d for each division period. For example, the delay time ⁇ d1 of the first division period is used to calculate the plant output Pc at each time t0 to t7 of the first division period.
  • the third division period Using the delay time ⁇ d2 of the second division period, the delay time ⁇ d3 of the third division period, ..., Within each division period, respectively. Calculate the plant output Pc for each time.
  • the efficiency calculation unit 203 calculates the plant efficiency ⁇ (energy efficiency) at time t as in the equation (5) (step S203).
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of plant efficiency according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the efficiency calculation unit 203 plots the calculated plant efficiency ⁇ at time t on the graph of FIG. 9A (step S204). Note that this graph may be displayed on a display or the like connected to the performance evaluation device by the output processing unit 205.
  • the efficiency calculation unit 203 increases the time t by ⁇ t for a certain period of time (step S205).
  • the constant time ⁇ t is set according to the sampling time (for example, 1 minute).
  • the efficiency calculation unit 203 determines whether the plant efficiency ⁇ has been calculated at all times (time t0 to tun) in the evaluation period (step S207). If the efficiency calculation unit 203 has not calculated all the plant efficiency ⁇ s up to the time tun (step S207: NO), the efficiency calculation unit 203 returns to step S202 and re-executes each of the above steps at the next time. On the other hand, when the efficiency calculation unit 203 calculates the plant efficiency ⁇ at all times up to the time tun (step S207: YES), the efficiency calculation unit 203 proceeds to step S300 in FIG. When the efficiency calculation unit 203 calculates all the plant efficiency ⁇ s at each time in the evaluation period, a graph as shown in FIG. 9A can be obtained. Compared with the plant efficiency ⁇ calculated by the conventional method ((b) in FIG. 9), the plant efficiency ⁇ calculated by the efficiency calculation unit 203 according to the present embodiment has reduced noise and evaluates the plant efficiency more accurately. It becomes possible.
  • the efficiency calculation unit 203 may express the plant efficiency of the power plant 10 by the heat rate HR. As shown in FIG. 4, the efficiency calculation unit 203 according to the present embodiment further calculates the average heat rate HRav of the plant efficiency for each load section of the power plant 10 (step S300).
  • FIG. 10 is a fifth flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the efficiency calculation unit 203 obtains the average heat rate HRav of the plant efficiency.
  • the efficiency calculation unit 203 initializes t indicating the time within the evaluation period (step S301).
  • the efficiency calculation unit 203 obtains the heat rate HR (t) representing the plant efficiency at time t by the following equation (6) (step S302).
  • the efficiency calculation unit 203 stores the time t, the plant output Pc (t) at the time t, and the heat rate HR (t) at the calculated time t in association with each other in the memory 206 (step S303).
  • the efficiency calculation unit 203 increases the time t by ⁇ t for a certain period of time (step S304).
  • the constant time ⁇ t is set according to the sampling time (for example, 1 minute).
  • the efficiency calculation unit 203 determines whether or not the heat rate HR has been calculated at all times (time t0 to tun) in the evaluation period (step S305). If the efficiency calculation unit 203 has not calculated all the heat rate HRs up to the time tun (step S305: NO), the efficiency calculation unit 203 returns to step S302 and executes a process of calculating the heat rate HR at the next time. On the other hand, when the efficiency calculation unit 203 calculates the heat rate HR at all times up to the time tun (step S305: YES), the efficiency calculation unit 203 creates a graph plotting the coordinates of the plant output Pc and the heat rate HR at each time (step S305: YES). Step S306). In this graph, the lower the heat rate HR, the better the performance of the power plant 10.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of a plant output and a heat rate according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the vertical axis represents the heat rate HR
  • the horizontal axis represents the plant output Pc.
  • the efficiency calculation unit 203 plots the plant output Pc and the heat rate HR recorded in the memory 206 at times t0 to nt on a graph, and represents the distribution of the heat rate HR according to the plant output Pc of the power plant 10. Get the graph.
  • the efficiency calculation unit 203 obtains the average heat rate HRav for each section ( ⁇ Pc) of the plant output Pc (step S307). For example, the efficiency calculation unit 203 obtains an average heat rate HRav for every 10 MW. At this time, if the variation in the heat rate HR is large, the efficiency calculation unit 203 may perform filtering (for example, only data within 4 ⁇ is adopted) with the standard deviation of the variation. If the variation is within a predetermined range by considering the delay time ⁇ of the steam turbine output Ps, filtering by the standard deviation may be omitted.
  • the efficiency calculation unit 203 creates a graph plotting the average heat rate HRav of each section as shown in FIG. 11 (step S308). Note that this graph may be displayed on a display or the like connected to the performance evaluation device by the output processing unit 205.
  • the performance evaluation device 20 When the performance evaluation (calculation of plant output Pc, plant efficiency ⁇ , and average heat rate HRav for each section of plant output (every 10 MW)) before switching the operation mode (first operation mode) is completed, the performance evaluation device 20 Returns to FIG. 3 and evaluates the performance after switching the operation mode (second operation mode) (steps S12 to S13).
  • the acquisition unit 201 acquires the sampling value of the second operation mode from the data server 30 (step S12).
  • the output calculation unit 202 and the efficiency calculation unit 203 evaluate the performance of the second operation mode of the power plant 10 (step S13).
  • the flow of the process is the same as the process for evaluating the performance of the first operation mode described above (step S11).
  • the comparison unit 204 compares the average heat rate HRav of the first operation mode and the second operation mode. In the present embodiment, it is evaluated to what extent the performance of the second operation mode is improved as compared with the first operation mode. In this case, the comparison unit 204 subtracts the average heat rate HRav1 of the first operation mode from the average heat rate HRav2 of the second operation mode as in the equation (7) for each section of the plant output (every 10 MW). The heat rate difference HRe is obtained (step S14).
  • FIG. 12 is a diagram showing an example of a performance difference between a first operation mode and a second operation mode according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the comparison unit 204 creates a graph comparing the average heat rate HRav1 in the first operation mode with the average heat rate HRav2 in the second operation mode.
  • the comparison unit 204 is a graph showing the heat rate difference HRe between the first operation mode and the second operation mode for each section of the plant output (every 10 MW). To create.
  • the comparison unit 204 may combine these graphs into one graph.
  • the comparison unit 204 determines that the second operation mode has better performance when the heat rate difference HRe is less than zero (negative value). .. Further, it is determined that the smaller the heat rate difference HRe is less than zero and the smaller the average heat rate HRav value is, the higher the degree of performance improvement in the second operation mode is. In the example of FIG. 12, the comparison unit 204 determines that the performance of the power plant 10 is better in the second operation mode for the sections R1, R3, and R5 in which the heat rate difference HRe is less than zero.
  • the comparison unit 204 when the heat rate difference HRe is zero, there is no performance difference between the first operation mode and the second operation mode, and the section R2 in which the heat rate difference HRe is zero or more (positive value), In R4, it is determined that the performance of the power plant 10 is better in the first operation mode.
  • the output processing unit 205 outputs the determination result of the comparison unit 204 (whether or not there is performance improvement by switching to the second operation mode, the degree of improvement) to the control device 160 as an evaluation result by the performance evaluation device 20. (Send) (step S15). Further, the output processing unit 205 may display the evaluation result on a display or the like connected to the performance evaluation device.
  • the evaluation results include the time history of the plant output Pc calculated by the output calculation unit 202 (graph of (d) in FIG. 5) and the time history of the plant efficiency ⁇ calculated by the efficiency calculation unit 203 ((in FIG. 9).
  • Graph a)) distribution of heat rate HR and average heat rate HRav (graph in FIG. 11) for each plant output category ( ⁇ Pc) of each operation mode calculated by efficiency calculation unit 203, first created by comparison unit 204.
  • At least one of the comparison graphs between the operation mode and the second operation mode is further included. You may.
  • control device 160 displays the evaluation result received from the performance evaluation device 20 on the display unit 163.
  • the operation control unit 161 of the control device 160 has a section in which the current plant output Pc has better performance in the second operation mode (sections R1, R3, R5 in FIG. 12).
  • automatic control for switching from the first operation mode to the second operation mode may be performed.
  • the operation control unit 161 is the first from the second operation mode. Performs automatic control to switch to the operation mode.
  • the control device 160 may accept an operation by the operator who has confirmed the display unit 163 and perform manual control for switching the operation mode according to the operation.
  • the performance evaluation device 20 performs each of the above processes each time the operation mode of the power plant 10 is switched by the manual operation of the operator, and evaluates the performance before and after the switching of the operation mode.
  • the performance evaluation device 20 detects that the operation mode has been switched by manual control or automatic control based on the operation data of the power plant 10 collected via the data server 30, and switches the operation mode.
  • the performance evaluation before and after may be automatically performed.
  • the performance evaluation device 20 may perform the performance evaluation of the power plant 10 when instructed by the control device 160 to perform the performance evaluation. For example, it is assumed that after performing a periodic inspection of the power plant 10, the operator performs a performance evaluation start operation through the operation reception unit 162 of the control device 160. Then, the control device 160 instructs the performance evaluation device 20 to perform an evaluation comparing the operating performance in a certain period before the periodic inspection with the operating performance in the fixed period after the periodic inspection. At this time, a certain period before and after the periodic inspection may be arbitrarily designated by the operator through the operation reception unit 162 of the control device 160. Further, the worker may perform the performance evaluation start operation at any timing during the commercial operation regardless of the presence or absence of the periodic inspection.
  • the output calculation unit 202 may divide the evaluation period into each load band of the power plant 10 and obtain the delay time ⁇ d for each load band.
  • the output calculation unit 202 has a delay time ⁇ d1 of a period of operation in a load band of 81% to 90% output and a delay time ⁇ d2 of a period of operation in a load band of 91% to 100% output. May be obtained respectively.
  • the output calculation unit 202 uses the delay time ⁇ d1 to calculate the plant output Pc for each time of the period during which the operation was performed in the load band of the output 81% to 90%. Similarly, the output calculation unit 202 calculates the plant output Pc for each time of the period during which the operation was performed in the load band of the output 91% to 100% by using the delay time ⁇ d2.
  • FIG. 13 is a diagram showing an example of the hardware configuration of the performance evaluation device and the control device according to the first embodiment of the present disclosure.
  • the computer 900 includes a processor 901, a main memory 902, a storage 903, and an interface 904.
  • the above-mentioned performance evaluation device 20 and control device 160 are mounted on the computer 900, respectively.
  • the operation of each of the above-mentioned processing units is stored in the storage 903 in the form of a program.
  • the processor 901 reads a program from the storage 903, expands it into the main memory 902, and executes the above processing according to the program. Further, the processor 901 secures a storage area corresponding to each of the above-mentioned storage units in the main memory 902 according to the program.
  • the program may be for realizing a part of the functions exerted by the computer 900.
  • the program may exert its function in combination with another program already stored in the storage 903, or in combination with another program mounted on another device.
  • the computer 900 may include a custom LSI (Large Scale Integrated Circuit) such as a PLD (Programmable Logic Device) in addition to or in place of the above configuration.
  • PLDs include PAL (Programmable Array Logic), GAL (Generic Array Logic), CPLD (Complex Programmable Logic Device), and FPGA (Field Programmable Gate Array).
  • PLDs Programmable Logic Device
  • PAL Programmable Array Logic
  • GAL Generic Array Logic
  • CPLD Complex Programmable Logic Device
  • FPGA Field Programmable Gate Array
  • Examples of the storage 903 include magnetic disks, magneto-optical disks, optical disks, semiconductor memories, and the like.
  • the storage 903 may be internal media directly connected to the bus of computer 900, or external media 910 connected to computer 900 via interface 904 or a communication line. Further, when this program is distributed to the computer 900 by a communication line, the distributed computer 900 may expand the program to the main memory 902 and execute the above processing.
  • the storage 903 is a non-temporary tangible storage medium.
  • the program may be for realizing a part of the above-mentioned functions. Further, the program may be a so-called difference file (difference program) that realizes the above-mentioned function in combination with another program already stored in the storage 903.
  • difference file difference program
  • the delay time between the gas turbine output Pg (t) measured at the first time t and the steam turbine output Ps in the output calculation unit 202 is executed.
  • the process of obtaining the plant output Pc (t), which is the total output with the steam turbine output Ps (t + ⁇ ) measured at the second time t + ⁇ after ⁇ is executed.
  • the steam turbine 130 is driven by using the steam generated by the heat of the exhaust gas from the gas turbine 100, the fluctuation of the steam turbine output Ps occurs later than the fluctuation of the gas turbine output Pg. ..
  • the delay of the steam turbine output Ps has an influence and the data variation becomes large.
  • the accurate plant output Pc of the power plant is obtained (evaluated) by simply summing the gas turbine output Pg (t) and the steam turbine output Ps (t) measured at the same time t. ) Was difficult.
  • the output calculation unit 202 considers the delay time ⁇ of the output of the steam turbine 130, so that even if the data measured during the commercial operation in which the frequency of load fluctuation is high is used, the data can be further improved.
  • the plant output Pc of the power plant 10 can be accurately obtained.
  • a fixed value ⁇ d of the delay time of the steam turbine output Ps is set based on the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps. demand. Specifically, the output calculation unit 202 maximizes the cross-correlation function between the gas turbine output Pg measured for a certain period of time (for example, 60 minutes, which is the evaluation period before and after switching the operation mode), and the steam turbine output Ps. From the value, the fixed value ⁇ d of the delay time is obtained. It is assumed that there is a correlation between the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps. Therefore, by obtaining the fixed value ⁇ d of the delay time from the maximum value (the most correlated value) of these cross-correlation functions, it is possible to obtain a value estimated to be closer to the actual delay time.
  • the sampling value of the fuel flow rate F is further acquired by the acquisition unit 201, and the power generation plant is based on the fuel flow rate F and the plant output Pc by the efficiency calculation unit 203.
  • the plant efficiency ⁇ and heat rate HR of 10 are obtained. By doing so, the performance of the power plant 10 can be evaluated by the plant efficiency ⁇ or the heat rate HR.
  • each section of the plant output Pc (for example, every 10 MW). ) Average efficiency HRav.
  • the comparison unit 204 compares the average efficiency HRav for each section in the first operation mode with the average efficiency HRav for each section in the second operation mode.
  • the first operation mode is the operation mode before the operation mode switching of the power plant 10
  • the second operation mode is the operation mode after the operation mode switching.
  • the first operation mode is the operation before the periodic inspection of the power plant 10
  • the second operation mode is the operation after the periodic inspection. May be good. By doing so, it is possible to provide data that can easily understand whether or not the performance is improved by the periodic inspection.
  • the operator may perform the start operation of the performance evaluation of the power plant 10 at an arbitrary timing through the control device 160.
  • the performance evaluation device 20 evaluates the performance for n minutes for a certain period of time before and after receiving the instruction from the control device 160. By doing so, the worker can check the performance of the power plant 10 at any time without waiting for the periodic inspection to be carried out. As a result, it is possible to quickly know the deterioration of the performance of the power plant 10.
  • the second operation mode has better performance than the first operation mode.
  • control for switching to the second operation mode is performed.
  • the control device 160 may display the result of the performance evaluation on the display unit 163 and indicate to the operator which operation mode has the better performance in which section. As a result, the operator can appropriately perform the operation of switching the operation mode.
  • ⁇ Modification 1> In the first embodiment described above, the mode in which the output calculation unit 202 obtains the delay time ⁇ of the steam turbine output Ps based on the mutual correlation function between the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps has been described. There is no limit. In the first modification, the output calculation unit 202 analyzes the extreme values of the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps, and describes an embodiment in which the delay time ⁇ is obtained.
  • FIG. 14 is a diagram showing an example of the average heat rate of the gas turbine output and the steam turbine output according to the first modification of the present disclosure.
  • FIG. 15 is a flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the first modification of the present disclosure.
  • the details of the process in which the output calculation unit 202 according to the first modification obtains the delay time ⁇ d will be described with reference to FIGS. 14 to 15. Further, the output calculation unit 202 according to this modification executes the process shown in FIG. 15 instead of the process shown in FIG. 6 of the first embodiment.
  • the output calculation unit 202 has the first extreme value v1 (maximum value and minimum value) of the gas turbine output Pg measured during the evaluation period (time t0 to tun) and steam.
  • a combination with the second extreme value v2 (maximum value and minimum value) of the turbine output Ps is extracted (step S501).
  • the output calculation unit 202 extracts the first extreme values v1_1 (minimum value), v1_2 (maximum value), and v2_3 (maximum value) of the gas turbine output Pg.
  • the output calculation unit 202 extracts the second extreme values v2_1 (minimum value), v2_2 (maximum value), and v2_3 (maximum value) of the steam turbine output Ps. Then, the output calculation unit 202 specifies a combination of the first extremum value v1 and the first extremum value v1 and the second extremum value v2 adjacent to the time series at a time after the first extremum value v1.
  • the output calculation unit 202 may, for example, extract the maximum value as the maximum value and the minimum value as the minimum value among the sampling values of three consecutive points in the time series.
  • the output calculation unit 202 refers to the sampling value at every five points continuous in the time series, and extracts the maximum value and the minimum value. Specifically, as shown in FIG. 14, the maximum value after the sampling value has risen twice in a row in time series, or the minimum value after the sampling value has fallen twice in a row, respectively. Extract.
  • the output calculation unit 202 obtains the time difference of the measurement time of each combination (step S502).
  • the time difference of the measurement time of the combination of the first extreme value v1_1 and the second extreme value v2_1 is "2 minutes”.
  • the time difference of the measurement time of the combination of the first extreme value v1_2 and the second extreme value v2_2 is "3 minutes”.
  • the time difference of the measurement time of the combination of the first extreme value v1_3 and the second extreme value v2_3 is "1 minute”.
  • the output calculation unit 202 obtains a value obtained by averaging the time differences of these measurement times as the delay time ⁇ d of the steam turbine output Ps in the evaluation period t0 to tun (step S503).
  • the output calculation unit 202 calculates the plant output Pc for each time of the evaluation period t0 to tun using the delay time ⁇ d thus obtained.
  • the process of calculating the plant output Pc is the same as that of the first embodiment.
  • the performance evaluation device 20 and the performance evaluation method according to this modification are for the gas turbine output Pg and the steam turbine output Ps measured within the evaluation period (time t0 to tun) in the output calculation unit 202.
  • step S503 the output calculation unit 202 according to this modification sets the time difference between the measurement times of the first extreme value v1 and the second extreme value v2 from the time when the first extreme value v1 is measured. It may be a delay time ⁇ d applied to the period until the time when the first extreme value v1 of is measured. In the example of FIG. 14, the output calculation unit 202 sets the time difference “2 minutes” between the measurement times of the first extreme value v1_1 and the second extreme value v2_1 from the measurement time of the first extreme value v1_1 to the next first extreme value. Let the delay time ⁇ d of the period until the measurement time of v1_2 be.
  • the output calculation unit 202 measures the time difference "3 minutes" between the measurement times of the first extreme value v1_2 and the second extreme value v2_2 from the measurement time of the first extreme value v1_2 to the next first extreme value v1_3. Let the delay time ⁇ d of the period until the time. Thereby, the delay time ⁇ d can be finely adjusted for each portion within the evaluation period by a simpler process than that of the first embodiment.
  • the output calculation unit 202 sets the maximum value after the sampling value has risen twice in succession in time series, or the minimum value after the sampling value has fallen twice in succession, respectively, as the first extreme value. Extract as v1. Similarly, the output calculation unit 202 sets the maximum value after the sampling value has risen twice in a row in time series, or the minimum value after the sampling value has fallen twice in a row, respectively, as the second pole. Extract as a value v2. By doing so, the influence of the increase / decrease in the sampling value due to noise can be reduced, and the first extreme value v1 and the second extreme value v2 can be extracted more accurately.
  • the output calculation unit 202 has a gas turbine output Pg (t) at the first time t and a steam turbine output Ps (t + ⁇ d) at the second time t + ⁇ d after the delay time ⁇ d from the first time. ) And the plant output Pc (t) at the first time t have been obtained, but the present invention is not limited to this.
  • the second time corresponding to the first time t may include a plurality of times. Therefore, the output calculation unit 202 is based on the gas turbine output Pg (t) measured at the first time t and the steam turbine output Ps measured at each of the plurality of second times corresponding to the first time t. Then, the plant output Pc (t) at the first time t is obtained. Specifically, the output calculation unit 202 performs the following processing.
  • FIG. 16 is a flowchart showing an example of processing of the performance evaluation device according to the second modification of the present disclosure.
  • the output calculation unit 202 according to this modification executes step S602 of FIG. 16 instead of step S202 of FIG. Since steps S601 and S604 to S607 in FIG. 16 are the same as steps S201 and S204 to 207 in FIG. 8, the description thereof will be omitted.
  • the steam turbine output Ps (t + ⁇ 1) at time t + ⁇ 1 is multiplied by the cross-correlation function Rmr ( ⁇ 1) as a weighting coefficient
  • the steam turbine output Ps (t + ⁇ 2) at time t + ⁇ 2 is multiplied by the cross-correlation function Rmr ( ⁇ 2).
  • the output calculation unit 202 sets the sum of the steam turbine outputs Ps of the second time t + ⁇ 1 to t + ⁇ m weighted by the cross-correlation function Rmr ( ⁇ ) as the gas turbine output Pg (t) of the first time t.
  • the plant output Pc (t) at the first time t is obtained. That is, the output calculation unit 202 obtains the plant output Pc (t1) at time t1 by the equation (8) (step S602). In the formula (8), m is set to, for example, "7 (minutes)". Similarly, the output calculation unit 202 obtains the plant output Pc at each time t0 to tun in the evaluation period by the equation (8).
  • the output calculation unit 202 has a cross-correlation with respect to the steam turbine output Ps (t + ⁇ ) measured at each of the plurality of second times t + ⁇ after the delay time ⁇ 1 to ⁇ m from the first time t.
  • the weighted value for each time based on the function Rmr ( ⁇ ) is summed with the gas turbine output Pg measured at the first time t to obtain the plant output Pc (t) at the first time t.
  • Sampling values that are continuous in time series are influenced by past sampling values.
  • the performance evaluation method includes a sampling value of a gas turbine output measured at each time during operation of a gas turbine and a combined cycle power plant that generates power using a steam turbine. , The step of acquiring the sampling value of the steam turbine output, the sampling value of the gas turbine output measured at the first time, and the steam turbine output corresponding to the gas turbine output of the first time. It has a step of obtaining a plant output which is a total output of a sampling value of the steam turbine output measured at a second time after a predetermined delay time from the first time.
  • a plurality of sampling values of the gas turbine output and a plurality of sampling values of the steam turbine output are used. Based on the above, a fixed value of the delay time is obtained.
  • the plant output can be obtained more accurately by obtaining the fixed value of the delay time from the sampling values of the gas turbine output and the steam turbine output.
  • the sampling value of the gas turbine output measured within a certain period of time and the steam turbine output is obtained from the maximum value of the cross-correlation function with the sampling value.
  • the sampling value of the gas turbine output and the sampling of the steam turbine output measured within a certain period of time in the step of obtaining the plant output of the performance evaluation method according to the second aspect. Based on the value, the combination of the first extremum of the gas turbine output and the first extremum and the second extremum of the steam turbine output adjacent in time series at a time after the first extremum. Is specified, and the time difference between the measurement times of the first pole value and the second pole value of each of the specified plurality of combinations is averaged to obtain a fixed value of the delay time.
  • the delay time of the steam turbine output can be obtained by a simple process.
  • Time difference between the first pole value of the gas turbine output and the second pole value of the steam turbine output adjacent to the time series at the time after the first pole value is set as a fixed value of the delay time in the period from the measurement time of the first extreme value to the measurement time of the next first extreme value.
  • the delay time can be finely adjusted for each part within a certain period of time with a simple process.
  • the first extremum value and the second extremum value are continuously set twice. At least one of the maximum value after the sampling value has increased and the minimum value after the sampling value has decreased twice in a row.
  • the measurement is performed within the division period which is a part of the evaluation period of the combined cycle power generation plant. From the maximum value of the cross-correlation function between the sampling value of the gas turbine output and the sampling value of the steam turbine output, a fixed value of the delay time in the division period is obtained.
  • the plant output can be obtained more accurately.
  • the sampling value of the gas turbine output measured within a certain period of time and the steam turbine output in the step of obtaining the plant output of the performance evaluation method according to the first aspect is obtained, and the second time includes a plurality of times, and the sampling value of the steam turbine output measured at each time included in the second time is based on the cross-correlation function.
  • the weighted value for each time is summed with the gas turbine output measured at the first time to obtain the plant output.
  • the performance supplementary evaluation method is sampling of the fuel flow rate measured at each time during the operation of the combined cycle power generation plant. It further includes a step of acquiring a value and a step of obtaining the plant efficiency of the combined cycle power generation plant based on the plant output and the fuel flow rate.
  • the performance of the power plant can be evaluated by the plant efficiency (energy efficiency or heat rate).
  • the performance evaluation method further includes a step of obtaining an average efficiency for each section of the plant output from the relationship between the plant output and the plant efficiency. ..
  • the performance evaluation method includes the average efficiency for each section of the plant output in the first operation mode of the combined cycle power plant and the first aspect. It further comprises a step of comparing the average efficiency of each section of the plant output in a second operating mode different from the operating mode.
  • the first operation mode is the operation before the periodic inspection of the combined cycle power generation plant, and the second operation mode. Is the operation after the periodic inspection.
  • the second operation mode is more than the first operation mode.
  • the step of switching to the second operation mode is provided.
  • the power plant can be operated more efficiently.
  • the performance evaluation device includes a sampling value of the gas turbine output measured at each time during operation of the gas turbine and the combined cycle power plant that generates power using the steam turbine.
  • the acquisition unit for acquiring the sampling value of the steam turbine output, the sampling value of the gas turbine output measured at the first time, and the steam turbine output corresponding to the gas turbine output at the first time.
  • the output calculation unit for obtaining the plant output, which is the total output of the sampling value of the steam turbine output measured at the second time after the predetermined delay time from the first time, is provided.
  • the program includes sampling values of gas turbine output measured at each time during operation of a gas turbine and a combined cycle power plant that generates power using a steam turbine, and steam.
  • the computer of the performance evaluation device is made to execute the step of obtaining the plant output, which is the total output of the sampling value of the steam turbine output measured at the second time after the predetermined delay time from the first time.
  • plant performance can be evaluated based on the data measured during operation.
  • Performance evaluation system 10 Power plant (combined cycle power plant) 20 Performance evaluation device 201 Acquisition unit 202 Output calculation unit 203 Efficiency calculation unit 204 Comparison unit 205 Output processing unit 206 Memory 30 Data server 100 Gas turbine 110 Generator 120 Exhaust heat recovery boiler 130 Steam turbine 140 Generator 150 Condenser 160 Control Device 161 Operation control unit 162 Operation reception unit 163 Display unit 900 Computer 901 Processor

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Abstract

性能評価装置は、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得する取得部と、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求める出力算出部と、を備える。

Description

性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラム
　本開示は、性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラムに関する。
　本願は、２０２０年１０月７日に、日本に出願された特願２０２０－１６９６３８号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　発電プラントの診断を行う技術として、例えばプラント診断モデルで計算して得た状態量と、発電プラントから取得した状態量とを比較して、異常の有無を診断する技術が考えられている（例えば、特許文献１を参照）。
　また、発電プラントの定期点検を行った場合、若しくは、運転条件（制御ロジック等）を変えた場合に、どの程度性能が改善されるかを確認するための診断（性能評価）を行う場合がある。発電プラントでは、電力の需要に応じて負荷が時々刻々と変化する。そうすると、営業運転中の発電プラントで計測したデータはばらつきが大きくなるので、これらデータを使って発電プラントの性能評価を行うことが困難であった。このため、従来の技術では、営業運転を一時的に停止し、発電プラントのガスタービンを静定させて（負荷を一定に保って）試験運転を行い、性能評価用のデータを計測する必要があった。
特公平６－２５９３０号公報
　しかしながら、試験運転中は発電電力を売電することができず、また、試験運転用のコストも大きなものとなる。このため、営業運転中に計測したデータで発電プラントの性能評価を行うことが望まれていた。
　本開示は、このような課題に鑑みてなされたものであって、運転中に計測したデータに基づきプラント性能の評価を行うことができる性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラムを提供する。
　本開示の一態様によれば、性能評価方法は、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、を有する。
　本開示の一態様によれば、性能評価装置は、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得する取得部と、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求める出力算出部と、を備える。
　本開示の一態様によれば、プログラムは、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、を性能評価装置のコンピュータに実行させる。
　本開示に係る性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラムによれば、運転中に計測したデータに基づきプラント性能の評価を行うことができる。
本開示の第１の実施形態に係る性能評価システムの全体構成を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価システムの機能構成を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第１のフローチャートである。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第２のフローチャートである。 本開示の第１の実施形態に係るサンプリング値及びプラント出力の一例を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第３のフローチャートである。 本開示の第１の実施形態に係る相互相関関数の一例を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第４のフローチャートである。 本開示の第１の実施形態に係るプラント効率の一例を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第５のフローチャートである。 本開示の第１の実施形態に係るプラント出力及びヒートレートの一例を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る第１の運転モード及び第２の運転モードの平均ヒートレートの一例を示す図である。 本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置及び制御装置のハードウェア構成の一例を示す図である。 本開示の変形例１に係るガスタービン出力及び蒸気タービン出力の平均ヒートレートの一例を示す図である。 本開示の変形例１に係る性能評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。 本開示の変形例２に係る性能評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。
＜第１の実施形態＞
　以下、本開示の第１の実施形態に係る性能評価システム１について、図１～図１３を参照しながら説明する。
（全体構成）
　図１は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価システムの全体構成を示す図である。
　性能評価システム１は、コンバインドサイクル発電プラント１０（以下、「発電プラント１０」とも記載する。）の性能を評価するためのシステムである。図１に示すように、性能評価システム１は、発電プラント１０と、性能評価装置２０とを備えている。
（発電プラントの構成）
　発電プラント１０は、図１に示すように、ガスタービン１００と、ガスタービン１００の駆動で発電する発電機１１０と、ガスタービン１００から排気される排ガスの熱で蒸気を発生する排熱回収ボイラー１２０と、排熱回収ボイラー１２０からの蒸気で駆動される蒸気タービン１３０（高圧蒸気タービン１３１、中圧蒸気タービン１３２、及び低圧蒸気タービン１３３）と、蒸気タービン１３０（１３１、１３２、１３３）の駆動で発電する発電機１４０と、低圧蒸気タービン１３３から排気された蒸気を水に戻す復水器１５０と、給水加熱器１５５と、これら各機器を制御する制御装置１６０とを備えている。
　ガスタービン１００は、外気を圧縮して圧縮空気を生成する圧縮機１０１と、燃料ガスに圧縮空気を混合して燃焼させ高温の燃焼ガスを生成する燃焼器１０２と、燃焼ガスにより駆動されるタービン１０３と、燃焼器１０２に供給する燃料流量を調節する燃料流量調節弁１０４と、を備えている。燃焼器１０２には、燃料供給源からの燃料を燃焼器１０２に供給する燃料ラインが接続されている。燃料ラインには、燃料流量調節弁１０４が設けられている。タービン１０３の排気口は排熱回収ボイラー１２０と接続されている。また、燃料ラインには流量計１０５が設けられ、燃焼器１０２に供給される燃料流量Ｆが逐次、計測される。
　高圧蒸気タービン１３１には、排熱回収ボイラー１２０で発生させた高圧蒸気が、蒸気ラインを介して供給される。中圧蒸気タービン１３２には、高圧蒸気タービン１３１から排気された蒸気が排熱回収ボイラー１２０で再加熱された中圧蒸気が、蒸気ラインを介して供給される。低圧蒸気タービン１３３には、排熱回収ボイラー１２０で発生させた低圧蒸気、及び中圧蒸気タービン１３２から排気された蒸気が、蒸気ラインを介して供給される。
　復水器１５０は低圧蒸気タービン１３３の出口に接続されている。低圧蒸気タービン１３３から排気された蒸気は、復水器１５０で水に戻されて、給水ラインを介し、さらに給水加熱器１５５を通って排熱回収ボイラー１２０に送られる。
　制御装置１６０は、ガスタービン１００の出力制御および蒸気タービン１３０の出力制御を行って、発電機１１０、１４０による発電を行う。
　発電機１１０、１４０により発電された電力は、それぞれ電力経路を介してグリッド（電力系統）に供給可能である。また、各電力経路には出力計１１１、１４１が設けられ、ガスタービン１００により駆動される発電機１１０の発電電力（以下、「ガスタービン出力Ｐｇ」とも記載する。）、及び蒸気タービン１３０により駆動される発電機１４０の発電電力（以下、「蒸気タービン出力Ｐｓ」とも記載する。）が逐次、計測される。
（性能評価装置の機能構成）
　図２は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価システムの機能構成を示す図である。
　性能評価装置２０は、発電プラント１０の運転データに基づいて、発電プラント１０の性能を評価する。
　運転データとは、営業運転中の発電プラント１０において計測されたサンプリング値（燃料流量Ｆ、ガスタービン出力Ｐｇ、及び蒸気タービン出力Ｐｓ）と、発電プラント１０の運転モードと、サンプリング値の計測時刻と含むデータである。運転モードとは、発電プラント１０の特定の運転状態を表すものであり、運転条件（制御ロジック）、定期点検の実施状況（実施前又は実施後）に応じて複数の運転モードが規定されている。発電プラント１０の運転データは、所定のサンプリング時間（例えば、１分）毎に収集され、インターネット等のネットワークを介してデータサーバ３０に送信されて蓄積される。なお、運転データは、発電プラント１０が有するメモリ（不図示）に一時的に蓄積され、所定タイミング毎にパケット化されてデータサーバ３０に送信される態様であってもよい。所定タイミングは、例えば前回送信してから一定時間（例えば、１時間）経過後であってもよいし、メモリに一定のデータ点数（例えば、１０００点）が蓄積されたときであってもよい。
　性能評価装置２０は、データサーバ３０に蓄積されたサンプリング値を取得して、発電プラント１０の性能評価を行う。図１には、性能評価装置２０及びデータサーバ３０が発電プラント１０の製造事業者等（製造、メンテナンス、評価等を行う事業者）により管理、運用される例が示されているが、この態様に限られることはない。他の実施形態では、データサーバ３０は、クラウドコンピューティングサービス事業者により提供されるデータサーバであってもよい。
　性能評価装置２０は、図２に示すように、取得部２０１と、出力算出部２０２と、効率算出部２０３と、比較部２０４と、出力処理部２０５と、メモリ２０６とを備えている。
　取得部２０１は、発電プラント１０の運転中の各時刻に計測されたサンプリング値（燃料流量Ｆ、ガスタービン出力Ｐｇ、蒸気タービン出力Ｐｓ）を取得する。
　出力算出部２０２は、第１時刻に計測されたガスタービン出力Ｐｇのサンプリング値と、第１時刻のガスタービン出力Ｐｇに対応する蒸気タービン出力Ｐｓであって、第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された蒸気タービン出力Ｐｓのサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力Ｐｃを求める。
　効率算出部２０３は、プラント出力Ｐｃと、燃料流量Ｆとに基づいて発電プラント１０の効率を求める。
　比較部２０４は、発電プラント１０の第１の運転モードにおけるプラント出力Ｐｃの区間毎の平均効率と、第１の運転モードとは異なる第２の運転モードにおけるプラント出力Ｐｃの区間毎の平均効率とを比較する。プラント出力Ｐｃの区間は、例えば「０～９ＭＷ」の区間、「１０～１９ＭＷ」の区間、…のように、プラント出力を所定の範囲ΔＰｃ（例えば１０ＭＷ）毎に区切ったものである。
　例えば、第１の運転モードは発電プラント１０の定期点検前の運転モードであり、第２の運転モードは定期点検後の運転モードである。なお、発電プラント１０は、制御装置１６０を通じて、複数の運転条件（制御ロジック）を手動又は自動で切り替えることができる。したがって、第１の運転モードは複数の運転条件のうち一の運転条件下における運転モードであり、第２の運転モードは他の運転条件下における運転モードであってもよい。
　出力処理部２０５は、発電プラント１０の評価結果を発電プラント１０の制御装置１６０に送信する。評価結果は、出力算出部２０２が算出したプラント出力Ｐｃ、効率算出部２０３が算出したプラント効率、及び比較部２０４の比較結果が含まれている。また、出力処理部２０５は、性能評価装置に接続されたディスプレイ等に評価結果を出力してもよい。
　メモリ２０６は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。メモリ２０６には、取得部２０１が取得したサンプリング値、出力算出部２０２及び効率算出部２０３による算出結果等が記憶される。
（制御装置の機能構成）
　図２に示すように、制御装置１６０は、運転制御部１６１と、操作受付部１６２と、表示部１６３とを有している。
　運転制御部１６１は、発電プラント１０の状態に応じて、発電プラント１０の各機器を自動的に制御する。また、発電プラント１０の監視等を行う作業者が、後述の操作受付部１６２を介して手動操作を行う場合がある。この場合、運転制御部１６１は、作業者から受け付けた操作に基づいて、発電プラント１０の各機器を制御する。
　また、本実施形態に係る運転制御部１６１は、性能評価装置２０から受信した評価結果に基づいて、発電プラント１０の運転モードを切り替える制御を行う。例えば、運転制御部１６１は、あるプラント出力の区間において第１の運転モードよりも第２の運転モードの方が効率の良いという評価結果であった場合、且つ、発電プラント１０の現在のプラント出力がこの区間に含まれている場合、発電プラント１０の運転モードを第１の運転モードから第２の運転モードに自動的に切り替える。
　操作受付部１６２は、発電プラント１０の監視等を行う作業者の操作を受け付ける。例えば、操作受付部１６２は、発電プラント１０の運転モードを切り替える操作を受け付ける。この場合、操作受付部１６２は、運転制御部１６１に運転モードの切り替えに係る制御を行わせる。また、操作受付部１６２は、性能評価装置２０に対し、運転モード切り替え前後の発電プラント１０の性能を評価するように指示してもよい。
　また、操作受付部１６２は、発電プラント１０の性能評価の開始操作を受け付ける。例えば、定期点検が終了した後に作業者が性能評価の開始操作を行った場合、操作受付部１６２は、性能評価装置２０に対し、定期点検前後の発電プラント１０の性能を評価するように指示する。
　表示部１６３は、発電プラント１０のサンプリング値、性能評価装置２０から受信した評価結果等を表示するディスプレイである。作業者は、表示部１６３に表示された評価結果等を参照して、操作受付部１６２を介して運転モードの切り替え操作を行う。
（性能評価システムの処理フロー）
　図３は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第１のフローチャートである。
　ここでは、作業者の手動操作により第１の運転モードから第２の運転モードへの切り替えが行われ、切り替え前（第１の運転モード）の評価期間と、切り替え後（第２の運転モード）の評価期間の性能とを評価する例について説明する。評価期間は、切り替え前後の一定時間ｎ分間（例えば、６０分間）に設定される。ここでは、性能評価装置２０は、運転モード切り替え前後のｎ分間を含む、所定数分の運転データがデータサーバ３０に蓄積された後で、以下の各処理を実行するものとする。所定数は、データの個数（例えば、１０００点）、データの取得期間（例えば、３～４時間）で設定される。
　図３に示すように、性能評価装置２０の取得部２０１は、まずデータサーバ３０から運転モードの切り替え前（第１の運転モード）のサンプリング値を取得する（ステップＳ１０）。
　次に、性能評価装置２０の出力算出部２０２及び効率算出部２０３は、発電プラント１０の第１の運転モードの性能を評価する（ステップＳ１１）。
　図４は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第２のフローチャートである。
　図４に示すように、まず、出力算出部２０２は、第１の運転モードにおける蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τｄを算出する（ステップＳ１００）。
　図５は、本開示の第１の実施形態に係るサンプリング値及びプラント出力の一例を示す図である。
　図５の（ａ）は燃料流量Ｆ、（ｂ）はガスタービン出力Ｐｇ、（ｃ）は蒸気タービン出力Ｐｓの時系列を表すグラフである。また、図５の（ｄ）は本実施形態に係る出力算出部２０２が算出したプラント出力Ｐｃの時系列を示すグラフであり、（ｅ）は比較として従来の方法により算出したプラント出力Ｐｃの時系列を示すグラフである。
　発電プラント１０では、制御装置１６０の制御指令に応じてガスタービン１００及び蒸気タービン１３０の出力が変動する。このとき、ガスタービン１００の排ガスを使って発生させた蒸気により蒸気タービンを駆動させることから、図５の（ｂ）及び（ｃ）に示すように、蒸気タービン１３０の出力変動は、ガスタービン１００の出力変動に対して遅れて発生する。
　このため、図５の（ｅ）に示す従来の方法のように、同時刻ｔのガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ）とを合計してプラント出力Ｐｃを算出すると、発電プラント１０の性能を正しく評価することが困難であった。このような知見を踏まえ、本実施形態に係る出力算出部２０２は、図５の（ｄ）に示すように、ガスタービン出力Ｐｇに対する蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τを考慮して、プラント出力Ｐｃを求めるようにしている。以下、本実施形態に係る出力算出部２０２が蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τを考慮してプラント出力Ｐｃを求める方法について詳細に説明する。
　図６は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第３のフローチャートである。
　先ず、図６を参照しながら、出力算出部２０２が遅れ時間の固定値τｄ（以下、単に「遅れ時間τｄ」とも記載する、）を算出する処理の詳細について説明する。なお、本実施形態に係る出力算出部２０２は、第１の運転モードの評価期間（ｔ０～ｔｎ）を、更に一定時間（例えば、７分）で分割した分割期間毎に、遅れ時間τｄを求める。ここでは、出力算出部２０２が複数の分割期間のうち、第１の分割期間（時刻ｔ０～ｔ７）の遅れ時間τｄを求める例についてのみ説明するが、出力算出部は、第２の分割期間、第３の分割期間、…についても同様の処理を行い、分割時間毎の遅れ時間τｄ１、τｄ２、τｄ３、…を求めるものとする。
　まず、出力算出部２０２は、遅れ時間τを初期化する（ステップＳ１０１）。
　次に、出力算出部２０２は、第１の運転モードの評価期間のガスタービン出力Ｐｇ及び蒸気タービン出力Ｐｓのサンプリング値を読み出す（ステップＳ１０２）。また、評価期間内の時刻を時刻ｔ０～ｔｎとする。
　次に、出力算出部２０２は、蒸気タービン出力の遅れ時間が「τ」である場合のガスタービン出力Ｐｇ及び蒸気タービン出力Ｐｓの相互相関関数を求める（ステップＳ１０３）。ここで、時刻ｔのガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と、遅れ時間τ後の蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ）との相互相関関数は、式（１）で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　また、出力算出部２０２は、式（２）及び（３）により、Ｒｍ（τ）を正規化したＲｍｒ（τ）を求める（ステップＳ１０４、Ｓ１０５）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　次に、出力算出部２０２は、遅れ時間τを一定時間Δτ増加させる（ステップＳ１０６）。一定時間Δτは、例えば１分である。
　次に、出力算出部２０２は、初期値（０分）から上限値ｍ（例えば、７分）までの全ての遅れ時間τ（τ０～τ７）について相互相関関数を求めたか判断する（ステップＳ１０７）。なお、遅れ時間の上限値ｍはガスタービン１００及び蒸気タービン１３０の性能等に応じて変更してもよい。出力算出部２０２は、全ての遅れ時間τについて相互相関関数を求めていない場合（ステップＳ１０７：ＮＯ）、ステップＳ１０２に戻り、次の遅れ時間τについて相互相関関数を求める処理を実行する。一方、出力算出部２０２は、全ての遅れ時間τについて相互相関関数を求めた場合（ステップＳ１０７：ＹＥＳ）、Ｒｍｒ（τ）が最大となる遅れ時間τｄを求める（ステップＳ１０８）。
　図７は、本開示の第１の実施形態に係る相互相関関数の一例を示す図である。
　図７には、出力算出部２０２が求めた各遅れ時間τについての相互相関関数Ｒｍｒ（τ）をグラフ化したものが示されている。図７の例では、相互相関関数Ｒｍｒ（τ）が最大となる遅れ時間は「τ２」である。したがって、出力算出部２０２は、当該分割期間における遅れ時間τｄを「τ２（２分）」に設定する。
　次に、図４に戻り、出力算出部２０２及び効率算出部２０３は、第１の運転モードの評価期間の各時刻ｔ０～ｔｎにおけるプラント出力Ｐｃ及びプラント効率ηを算出する（ステップＳ２００）。
　図８は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第４のフローチャートである。
　図８に示すように、出力算出部２０２は評価期間内の時刻を示すｔを初期化する（ステップＳ２０１）。
　次に、出力算出部２０２は、式（４）のように、時刻ｔのガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と、時刻ｔから遅れ時間τｄ後の蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τｄ）とを加算して、時刻ｔのプラント出力Ｐｃを算出する（ステップＳ２０２）。このとき、出力算出部２０２は、分割期間毎の遅れ時間τｄを用いて、分割期間内の各時刻におけるプラント出力Ｐｃを算出する。例えば、第１の分割期間の遅れ時間τｄ１を用いて、第１の分割期間の各時刻ｔ０～ｔ７のプラント出力Ｐｃを算出する。第２の分割期間、第３の分割期間、…についても同様に、それぞれ第２の分割期間の遅れ時間τｄ２、第３の分割期間の遅れ時間τｄ３、…を使用して、各分割期間内の時刻毎のプラント出力Ｐｃを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　次に、効率算出部２０３は、式（５）のように時刻ｔのプラント効率η（エネルギー効率）を算出する（ステップＳ２０３）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　図９は、本開示の第１の実施形態に係るプラント効率の一例を示す図である。
　図９の（ａ）は、本実施形態における蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τを考慮して算出したプラント出力Ｐｃ（図５の（ｄ）のプラント出力「Ｐｃ（ｔ）＝Ｐｇ（ｔ）＋Ｐｓ（ｔ＋τｄ）」）に基づいて算出したプラント効率ηの一例である。また、図９の（ｂ）は、比較として、従来のように蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間を考慮せずに算出したプラント出力Ｐｃ（図５の（ｄ）に示すプラント出力「Ｐｃ（ｔ）＝Ｐｇ（ｔ）＋Ｐｓ（ｔ）」）に基づいて算出したプラント効率ηの一例である。
　効率算出部２０３は、算出した時刻ｔのプラント効率ηを図９の（ａ）のグラフ上にプロットする（ステップＳ２０４）。なお、このグラフは、出力処理部２０５により性能評価装置に接続されたディスプレイ等に表示されてもよい。
　次に、効率算出部２０３は、時刻ｔを一定時間Δｔ増加させる（ステップＳ２０５）。一定時間Δｔは、サンプリング時間（例えば、１分）にあわせて設定される。
　また、効率算出部２０３は、評価期間の全ての時刻（時刻ｔ０～ｔｎ）のプラント効率ηを算出したか判断する（ステップＳ２０７）。効率算出部２０３は、時刻ｔｎまでの全てのプラント効率ηを算出していない場合（ステップＳ２０７：ＮＯ）、ステップＳ２０２に戻り、次の時刻について上述の各ステップを再度実行する。一方、効率算出部２０３は、時刻ｔｎまでの全ての時刻のプラント効率ηを算出した場合（ステップＳ２０７：ＹＥＳ）、図４のステップＳ３００に進む。効率算出部２０３が評価期間の各時刻のプラント効率ηを全て算出すると、図９の（ａ）に示すようなグラフを得ることができる。従来の方式で算出したプラント効率η（図９の（ｂ））と比較すると、本実施形態に係る効率算出部２０３が算出したプラント効率ηはノイズが低減され、より正確にプラント効率を評価することが可能となる。
　効率算出部２０３は、発電プラント１０のプラント効率をヒートレートＨＲで表してもよい。本実施形態に係る効率算出部２０３は、図４に示すように、発電プラント１０の負荷区間毎のプラント効率の平均ヒートレートＨＲａｖを更に算出する（ステップＳ３００）。
　図１０は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置の処理の一例を示す第５のフローチャートである。
　以下、図１０を参照しながら、効率算出部２０３がプラント効率の平均ヒートレートＨＲａｖを求める処理の詳細について説明する。
　まず、効率算出部２０３は、評価期間内の時刻を示すｔを初期化する（ステップＳ３０１）。
　次に、効率算出部２０３は、以下の式（６）により、時刻ｔのプラント効率を表すヒートレートＨＲ（ｔ）を求める（ステップＳ３０２）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　また、効率算出部２０３は、時刻ｔと、時刻ｔのプラント出力Ｐｃ（ｔ）と、算出した時刻ｔのヒートレートＨＲ（ｔ）とを関連付けてメモリ２０６に記憶する（ステップＳ３０３）。
　次に、効率算出部２０３は、時刻ｔを一定時間Δｔ増加させる（ステップＳ３０４）。一定時間Δｔは、サンプリング時間（例えば、１分）にあわせて設定される。
　また、効率算出部２０３は、評価期間の全ての時刻（時刻ｔ０～ｔｎ）のヒートレートＨＲを算出したか判断する（ステップＳ３０５）。効率算出部２０３は、時刻ｔｎまでの全てのヒートレートＨＲを算出していない場合（ステップＳ３０５：ＮＯ）、ステップＳ３０２に戻り、次の時刻のヒートレートＨＲを算出する処理を実行する。一方、効率算出部２０３は、時刻ｔｎまでの全ての時刻のヒートレートＨＲを算出した場合（ステップＳ３０５：ＹＥＳ）、各時刻のプラント出力Ｐｃ及びヒートレートＨＲの座標をプロットしたグラフを作成する（ステップＳ３０６）。このグラフでは、ヒートレートＨＲが低いほど、発電プラント１０の性能がよいことを表している。
　図１１は、本開示の第１の実施形態に係るプラント出力及びヒートレートの一例を示す図である。
　図１１のグラフの縦軸はヒートレートＨＲ、横軸はプラント出力Ｐｃを表す。効率算出部２０３は、メモリ２０６に記録された時刻ｔ０～ｔｎそれぞれのプラント出力Ｐｃ及びヒートレートＨＲをグラフ上にプロットして、発電プラント１０のプラント出力Ｐｃに応じたヒートレートＨＲの分布を表すグラフを得る。
　次に、効率算出部２０３は、プラント出力Ｐｃの区間（ΔＰｃ）毎の平均ヒートレートＨＲａｖを求める（ステップＳ３０７）。例えば、効率算出部２０３は、１０ＭＷ毎の平均ヒートレートＨＲａｖを求める。このとき、効率算出部２０３は、ヒートレートＨＲのばらつきが大きい場合は、このばらつきの標準偏差でフィルタリング（例えば、４σ以内のデータのみを採用する）を行うようにしてもよい。蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τを考慮することによりばらつきが所定範囲以内に収まる場合は、標準偏差によるフィルタリングは省略してもよい。
　また、効率算出部２０３は、図１１に示すように、各区間の平均ヒートレートＨＲａｖをプロットしたグラフを作成する（ステップＳ３０８）。なお、このグラフは、出力処理部２０５により性能評価装置に接続されたディスプレイ等に表示されてもよい。
　運転モード切り替え前（第１の運転モード）についての性能評価（プラント出力Ｐｃ、プラント効率η、及びプラント出力の区間毎（１０ＭＷ毎）の平均ヒートレートＨＲａｖの算出）が完了すると、性能評価装置２０は、図３に戻り、運転モード切り替え後（第２の運転モード）についての性能評価を行う（ステップＳ１２～Ｓ１３）。
　取得部２０１は、データサーバ３０から第２の運転モードのサンプリング値を取得する（ステップＳ１２）。
　サンプリング値を取得すると、出力算出部２０２及び効率算出部２０３は、発電プラント１０の第２の運転モードの性能を評価する（ステップＳ１３）。当該処理の流れは、上述の第１の運転モードの性能を評価する処理（ステップＳ１１）と同様である。
　次に、比較部２０４は、第１の運転モード及び第２の運転モードの平均ヒートレートＨＲａｖを比較する。本実施形態では、第１の運転モードと比較して、第２の運転モードがどの程度、性能が改善されたかを評価する。この場合、比較部２０４は、プラント出力の区間毎（１０ＭＷ毎）に、式（７）のように第２の運転モードの平均ヒートレートＨＲａｖ２から第１の運転モードの平均ヒートレートＨＲａｖ１を減じたヒートレート差ＨＲｅを求める（ステップＳ１４）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　図１２は、本開示の第１の実施形態に係る第１の運転モード及び第２の運転モードの性能差の一例を示す図である。
　比較部２０４は、図１２の（ａ）に示すように、第１の運転モードの平均ヒートレートＨＲａｖ１と、第２の運転モードの平均ヒートレートＨＲａｖ２とを比較したグラフを作成する。また、比較部２０４は、図１２の（ｂ）に示すように、第１の運転モードと第２の運転モードとのヒートレート差ＨＲｅを、プラント出力の区間毎（１０ＭＷ毎）に表したグラフを作成する。なお、比較部２０４は、これらのグラフを一つのグラフにまとめてもよい。
　ヒートレートＨＲが低いほど発電プラント１０の性能が良いので、比較部２０４は、ヒートレート差ＨＲｅがゼロ未満（負の値）となる場合、第２の運転モードの方が性能がよいと判断する。また、ヒートレート差ＨＲｅがゼロ未満、且つ平均ヒートレートＨＲａｖの値が小さいほど、第２の運転モードの性能改善度合いが高いと判断する。図１２の例では、比較部２０４は、ヒートレート差ＨＲｅがゼロ未満となる区間Ｒ１、Ｒ３、Ｒ５については、第２の運転モードの方が発電プラント１０の性能が良くなると判断する。一方、比較部２０４は、ヒートレート差ＨＲｅがゼロの場合は第１の運転モードと第２の運転モードに性能差はなく、ヒートレート差ＨＲｅがゼロ以上（正の値）となる区間Ｒ２、Ｒ４では、第１の運転モードの方が発電プラント１０の性能が良くなると判断する。
　次に、出力処理部２０５は、比較部２０４の判断結果（第２の運転モードに切り替えたことによる性能改善の有無、改善の度合い）を、性能評価装置２０による評価結果として制御装置１６０に出力（送信）する（ステップＳ１５）。また、出力処理部２０５は、この評価結果を性能評価装置に接続されたディスプレイ等に表示してもよい。
　なお、この評価結果には、出力算出部２０２が算出したプラント出力Ｐｃの時刻歴（図５の（ｄ）のグラフ）、効率算出部２０３が算出したプラント効率ηの時刻歴（図９の（ａ）のグラフ）、効率算出部２０３が算出した各運転モードのプラント出力区分（ΔＰｃ）毎のヒートレートＨＲの分布及び平均ヒートレートＨＲａｖ（図１１のグラフ）、比較部２０４が作成した第１の運転モードと第２の運転モードとの比較グラフ（図１２の（ａ）の平均ヒートレートＨＲａｖのグラフ、及び（ｂ）のヒートレート差ＨＲｅのグラフ）のうち、少なくとも一つが更に含まれていてもよい。
　また、制御装置１６０は、性能評価装置２０から受信した評価結果を表示部１６３に表示する。このとき、制御装置１６０の運転制御部１６１は、以降の運転制御処理において、現在のプラント出力Ｐｃが、第２の運転モードの方が性能のよい区間（図１２の区間Ｒ１、Ｒ３、Ｒ５）に含まれる場合、第１の運転モードから第２の運転モードに切り替える自動制御を行うようにしてもよい。また、運転制御部１６１は、現在のプラント出力Ｐｃが、第１の運転モードの方が性能のよい区間（図１２の区間Ｒ２、Ｒ４）に含まれる場合、第２の運転モードから第１の運転モードに切り替える自動制御を行う。更に、制御装置１６０は、表示部１６３を確認した作業者による操作を受け付けて、操作に応じて運転モードを切り替える手動制御を行ってもよい。
　性能評価装置２０は、作業者の手動操作により発電プラント１０の運転モードが切り替えられる度に、上述の各処理を行い、運転モードの切り替え前後の性能評価を行う。
　なお、他の実施形態では、性能評価装置２０は、データサーバ３０を介して収集した発電プラント１０の運転データに基づいて、運転モードが手動制御又は自動制御で切り替えられたことを検出し、切り替え前後の性能評価を自動的に行うようにしてもよい。
　更に他の実施形態では、性能評価装置２０は、制御装置１６０から性能評価を行うように指示されたとき、発電プラント１０の性能評価を行ってもよい。例えば、発電プラント１０の定期点検を行った後、作業者は、制御装置１６０の操作受付部１６２を通じて性能評価の開始操作を行ったとする。そうすると、制御装置１６０は、性能評価装置２０に対し、定期点検前の一定期間における運転性能と、定期点検後の一定期間における運転性能とを比較する評価を行うよう指示する。このとき、定期点検前後の一定期間は、作業者により、制御装置１６０の操作受付部１６２を通じて任意に指定されてもよい。また、作業者は、定期点検の有無に関わらず、営業運転中の任意のタイミングで性能評価の開始操作を行ってもよい。
　なお、上述の例では、出力算出部２０２が評価期間を一定時間で分割した分割期間毎に遅れ時間τｄを求める態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態では、出力算出部２０２は、評価期間を発電プラント１０の負荷帯毎に分割し、負荷帯毎の遅れ時間τｄを求めるようにしてもよい。例えば、出力算出部２０２は、出力８１％～９０％の負荷帯で運転していた期間の遅れ時間τｄ１と、出力９１％～１００％の負荷帯で運転していた期間の遅れ時間τｄ２と、をそれぞれ求めてもよい。また、出力算出部２０２は、遅れ時間τｄ１を使用して、出力８１％～９０％の負荷帯で運転していた期間の時刻毎のプラント出力Ｐｃを算出する。同様に、出力算出部２０２は、遅れ時間τｄ２を使用して、出力９１％～１００％の負荷帯で運転していた期間の時刻毎のプラント出力Ｐｃを算出する。
（ハードウェア構成）
　図１３は、本開示の第１の実施形態に係る性能評価装置及び制御装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
　図１３に示すように、コンピュータ９００は、プロセッサ９０１、メインメモリ９０２、ストレージ９０３、インタフェース９０４を備える。
　上述の性能評価装置２０及び制御装置１６０は、それぞれコンピュータ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ストレージ９０３に記憶されている。プロセッサ９０１は、プログラムをストレージ９０３から読み出してメインメモリ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、プロセッサ９０１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メインメモリ９０２に確保する。
　プログラムは、コンピュータ９００に発揮させる機能の一部を実現するためのものであってもよい。たとえば、プログラムは、ストレージ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、または他の装置に実装された他のプログラムとの組み合わせによって機能を発揮させるものであってもよい。なお、他の実施形態においては、コンピュータ９００は、上記構成に加えて、または上記構成に代えてＰＬＤ（Programmable Logic Device）などのカスタムＬＳＩ（Large Scale Integrated Circuit）を備えてもよい。ＰＬＤの例としては、ＰＡＬ(Programmable Array Logic)、ＧＡＬ(Generic Array Logic)、ＣＰＬＤ(Complex Programmable Logic Device)、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）が挙げられる。この場合、プロセッサ９０１によって実現される機能の一部または全部が当該集積回路によって実現されてよい。
　ストレージ９０３の例としては、磁気ディスク、光磁気ディスク、光ディスク、半導体メモリ等が挙げられる。ストレージ９０３は、コンピュータ９００のバスに直接接続された内部メディアであってもよいし、インタフェース９０４または通信回線を介してコンピュータ９００に接続される外部メディア９１０であってもよい。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メインメモリ９０２に展開し、上記処理を実行してもよい。少なくとも１つの実施形態において、ストレージ９０３は、一時的でない有形の記憶媒体である。
　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よい。さらに、当該プログラムは、前述した機能をストレージ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）であってもよい。
（作用効果）
　以上のように、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、出力算出部２０２において、第１時刻ｔに計測されたガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と、蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τ後の第２時刻ｔ＋τに計測された蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ）との合計出力であるプラント出力Ｐｃ（ｔ）を求める処理を実行する。
　上述のように、蒸気タービン１３０は、ガスタービン１００からの排ガスの熱で発生した蒸気を用いて駆動することから、蒸気タービン出力Ｐｓの変動は、ガスタービン出力Ｐｇの変動よりも遅れて発生する。このため、電力需要に応じて時々刻々と発電プラントの負荷が変動する営業運転中に計測したデータでは、蒸気タービン出力Ｐｓの遅れが影響してデータのばらつきが大きくなる。そうすると、従来の方法のように、単に同時刻ｔに計測されたガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ）とを合計すると、発電プラントの正確なプラント出力Ｐｃを求める（評価する）ことが困難であった。これに対し、本実施形態に係る出力算出部２０２は、蒸気タービン１３０の出力の遅れ時間τを考慮することにより、負荷変動の頻度が高い営業運転中に計測したデータを使用したとしても、より正確に発電プラント１０のプラント出力Ｐｃを求めることが出来る。
　また、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、出力算出部２０２において、ガスタービン出力Ｐｇと、蒸気タービン出力Ｐｓとに基づいて、蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間の固定値τｄを求める。具体的には、出力算出部２０２は、一定時間（例えば、運転モードの切り替え前後の評価期間である６０分間）に計測されたガスタービン出力Ｐｇと、蒸気タービン出力Ｐｓとの相互相関関数の最大値から、遅れ時間の固定値τｄを求める。
　ガスタービン出力Ｐｇと蒸気タービン出力Ｐｓとの間には相関性があることが想定される。このため、これらの相互相関関数の最大値（最も相関性がある値）から遅れ時間の固定値τｄを求めることにより、より現実の遅れ時間に近いと推定される値を得ることができる。
　また、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、取得部２０１において燃料流量Ｆのサンプリング値を更に取得し、効率算出部２０３において燃料流量Ｆ及びプラント出力Ｐｃに基づいて、発電プラント１０のプラント効率η及びヒートレートＨＲを求める。
　このようにすることで、発電プラント１０の性能をプラント効率η又はヒートレートＨＲにより評価することができる。
　また、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、効率算出部２０３において、プラント出力Ｐｃとプラント効率（ヒートレートＨＲ）との関係から、プラント出力Ｐｃの区間毎（例えば、１０ＭＷ毎）の平均効率ＨＲａｖを求める。
　このようにすることで、プラント出力Ｐｃの区間毎のプラント効率（平均ヒートレートＨＲａｖ）の傾向を容易に理解できるデータを提供することができる。
　また、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、比較部２０４において、第１の運転モードにおける区間毎の平均効率ＨＲａｖと、第２の運転モードにおける区間毎の平均効率ＨＲａｖと比較する。例えば、第１の運転モードは、発電プラント１０の運転モード切り替え前の運転モードであり、第２の運転モードは運転モード切り替え後の運転モードである。
　このようにすることで、二つの異なる運転モードの性能を比較し、プラント出力Ｐｃの区間毎にどちらの運転モードの方が性能の改善を見込めるかを容易に理解できるデータを提供することができる。
　また、本実施形態に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、第１の運転モードは、発電プラント１０の定期点検前の運転であり、第２の運転モードは定期点検後の運転であってもよい。
　このようにすることで、定期点検による性能改善の有無を容易に理解できるデータを提供することができる。
　また、作業者は、制御装置１６０を通じて任意のタイミングで発電プラント１０の性能評価の開始操作を行うようにしてもよい。この場合、性能評価装置２０は、制御装置１６０から指示を受け付けた前後の一定時間ｎ分間についての性能評価を行う。
　このようにすることで、作業者は、定期点検の実施を待つことなく、いつでも発電プラント１０の性能を確認することができる。これにより、発電プラント１０の性能劣化等を迅速に知ることができる。
　また、本実施形態に係る性能評価システム１及び運転制御方法は、制御装置１６０の運転制御部１６１において、性能評価の結果、第１の運転モードよりも第２の運転モードの方か性能のよい区間では、第２の運転モードに切り替える制御を行う。
　このようにすることで、発電プラント１０をより効率よく運転させることができる。また、制御装置１６０は、性能評価の結果を表示部１６３に表示して、作業者にどの区間ではどちらの運転モードの方が性能が良いかを提示するようにしてもよい。これにより、作業者は、運転モードの切り替え操作を適切に行うことが可能となる。
　以上、本開示の実施形態について詳細に説明したが、本発明の技術的思想を逸脱しない限り、これらに限定されることはなく、多少の設計変更等も可能である。以下、上述の第１の実施形態の変形例について説明する。
＜変形例１＞
　上述の第１の実施形態において、出力算出部２０２がガスタービン出力Ｐｇと蒸気タービン出力Ｐｓとの相互相関関数に基づいて、蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τを求める態様について説明したが、これに限られることはない。変形例１では、出力算出部２０２は、ガスタービン出力Ｐｇ及び蒸気タービン出力Ｐｓの極値の分析を行い、遅れ時間τを求める態様について説明する。
　図１４は、本開示の変形例１に係るガスタービン出力及び蒸気タービン出力の平均ヒートレートの一例を示す図である。
　図１５は、本開示の変形例１に係る性能評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。
　以下、図１４～図１５を参照しながら、変形例１に係る出力算出部２０２が遅れ時間τｄを求める処理の詳細について説明する。また、本変形例に係る出力算出部２０２は、第１の実施形態の図６に示す処理に代えて、図１５に示す処理を実行する。
（性能評価システムの処理フロー）
　図１５に示すように、本変形例に係る出力算出部２０２は、評価期間（時刻ｔ０～ｔｎ）に計測されたガスタービン出力Ｐｇの第１極値ｖ１（極大値及び極小値）と、蒸気タービン出力Ｐｓの第２極値ｖ２（極大値及び極小値）との組み合わせを抽出する（ステップＳ５０１）。図１４の例では、まず、出力算出部２０２は、ガスタービン出力Ｐｇの第１極値ｖ１＿１（極小値）、ｖ１＿２（極大値）、及びｖ２＿３（極大値）を抽出する。また、出力算出部２０２は、蒸気タービン出力Ｐｓの第２極値ｖ２＿１（極小値）、ｖ２＿２（極大値）、及びｖ２＿３（極大値）を抽出する。そして、出力算出部２０２は、第１極値ｖ１と、当該第１極値ｖ１よりも後の時刻において第１極値ｖ１と時系列に隣接する第２極値ｖ２との組み合わせを特定する。
　なお、出力算出部２０２は、例えば、時系列に連続する３点のサンプリング値のうち、最大の値を極大値、最小の値を極小値として抽出してもよい。しかしながら、この場合、ノイズによりサンプリング値が増減したときに、極大値又は極小値として抽出してしまう可能性がある。このため、本変形例に係る出力算出部２０２は、時系列に連続する５点毎にサンプリング値を参照して、極大値及び極小値を抽出する。具体的には、図１４に示すように、時系列に２回連続してサンプリング値が上昇した後の極大値を、又は、２回連続してサンプリング値が下降した後の極小値を、それぞれ抽出する。
　次に、出力算出部２０２は、各組み合わせの計測時刻の時間差を求める（ステップＳ５０２）。図１４の例では、第１極値ｖ１＿１及び第２極値ｖ２＿１の組み合わせの計測時刻の時間差は「２分」である。第１極値ｖ１＿２及び第２極値ｖ２＿２の組み合わせの計測時刻の時間差は「３分」である。第１極値ｖ１＿３及び第２極値ｖ２＿３の組み合わせの計測時刻の時間差は「１分」である。
　また、出力算出部２０２は、これら計測時刻の時間差を平均した値を、評価期間ｔ０～ｔｎにおける蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τｄとして求める（ステップＳ５０３）。
　出力算出部２０２は、このようにして求めた遅れ時間τｄを用いて、評価期間ｔ０～ｔｎの時刻毎のプラント出力Ｐｃを算出する。プラント出力Ｐｃを算出する処理については、第１の実施形態と同様である。
（作用効果）
　以上のように、本変形例に係る性能評価装置２０及び性能評価方法は、出力算出部２０２において、評価期間（時刻ｔ０～ｔｎ）内に計測されたガスタービン出力Ｐｇ及び蒸気タービン出力Ｐｓの時系列に連続する極値の組み合わせを特定し、各組み合わせの第１極値ｖ１と第２極値ｖ２の計測時刻の時間差を平均して、評価期間に適用する蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間の固定値τｄを求める。
　このようにすることで、第１の実施形態よりも簡易な処理で、蒸気タービン出力Ｐｓの遅れ時間τｄを求めることができる。
　なお、本変形例に係る出力算出部２０２は、ステップＳ５０３において、第１極値ｖ１と第２極値ｖ２との計測時刻の時間差を、当該第１極値ｖ１が計測された時刻から、次の第１極値ｖ１が計測された時刻までの期間に適用する遅れ時間τｄとしてもよい。図１４の例では、出力算出部２０２は、第１極値ｖ１＿１及び第２極値ｖ２＿１の計測時刻の時間差「２分」を、第１極値ｖ１＿１の計測時刻から、次の第１極値ｖ１＿２の計測時刻までの期間の遅れ時間τｄとする。同様に、出力算出部２０２は、第１極値ｖ１＿２及び第２極値ｖ２＿２の計測時刻の時間差「３分」を、第１極値ｖ１＿２の計測時刻から、次の第１極値ｖ１＿３の計測時刻までの期間の遅れ時間τｄとする。
　これにより、第１の実施形態よりも簡易な処理で、評価期間内の部分毎に細かに遅れ時間τｄを調整することができる。
　また、出力算出部２０２は、時系列に２回連続してサンプリング値が上昇した後の極大値を、又は、２回連続してサンプリング値が下降した後の極小値を、それぞれ第１極値ｖ１として抽出する。同様に、出力算出部２０２は、時系列に２回連続してサンプリング値が上昇した後の極大値を、又は、２回連続してサンプリング値が下降した後の極小値を、それぞれ第２極値ｖ２として抽出する。
　このようにすることで、ノイズによるサンプリング値の増減による影響を低減して、より正確に第１極値ｖ１及び第２極値ｖ２を抽出することができる。
＜変形例２＞
　また、上述の第１の実施形態において、出力算出部２０２が第１時刻ｔのガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と、第１時刻から遅れ時間τｄ後の第２時刻ｔ＋τｄの蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τｄ）とを合計して、第１時刻ｔのプラント出力Ｐｃ（ｔ）を求める態様について説明したが、これに限られることはない。変形例２では、第１時刻ｔに対応する第２時刻は、複数の時刻を含んでいてもよい。したがって、出力算出部２０２は、第１時刻ｔに計測されたガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と、第１時刻ｔに対応する複数の第２時刻のそれぞれで計測された蒸気タービン出力Ｐｓとに基づいて、第１時刻ｔのプラント出力Ｐｃ（ｔ）を求める。具体的には、出力算出部２０２は、以下のような処理を行う。
（性能評価システムの処理フロー）
　図１６は、本開示の変形例２に係る性能評価装置の処理の一例を示すフローチャートである。
　本変形例に係る出力算出部２０２は、図８のステップＳ２０２に代えて、図１６のステップＳ６０２を実行する。なお、図１６のステップＳ６０１、及びＳ６０４～Ｓ６０７は、図８のステップＳ２０１、及びＳ２０４～２０７とそれぞれ同じであるため、説明を省略する。
　出力算出部２０２は、図６のステップＳ１０３～Ｓ１０５で求めた遅れ時間τ０～τｍのそれぞれに対応する相互相関関数Ｒｍｒ（τ）の値を、第１時刻ｔに対応する複数の第２時刻ｔ＋τ（τ＝１，２，…，ｍ）の各時刻で計測した蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ）の重み係数として乗じる。例えば、時刻ｔ＋τ１の蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ１）には相互相関関数Ｒｍｒ（τ１）を重み係数として乗じ、時刻ｔ＋τ２の蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ２）には、相互相関関数Ｒｍｒ（τ２）を重み係数として乗じる。以降の時刻ｔ＋τ３、…、ｔ＋τｍについても同様である。また、出力算出部２０２は、相互相関関数Ｒｍｒ（τ）により重み付けをした第２時刻ｔ＋τ１～ｔ＋τｍそれぞれの蒸気タービン出力Ｐｓを総和した値を、第１時刻ｔのガスタービン出力Ｐｇ（ｔ）と合計して、第１時刻ｔのプラント出力Ｐｃ（ｔ）を求める。すなわち、出力算出部２０２は、時刻ｔ１におけるプラント出力Ｐｃ（ｔ１）を、式（８）により求める（ステップＳ６０２）。なお、式（８）において、ｍは、例えば「７（分）」に設定される。同様に、出力算出部２０２は、式（８）により、評価期間の各時刻ｔ０～ｔｎのプラント出力Ｐｃを求める。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
（作用効果）
　以上のように、本変形例に係る出力算出部２０２は、第１時刻ｔから遅れ時間τ１～τｍ後の複数の第２時刻ｔ＋τそれぞれにおいて計測された蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ）について、相互相関関数Ｒｍｒ（τ）に基づく時刻毎の重み付けた値を、第１時刻ｔに計測されたガスタービン出力Ｐｇと合計して、第１時刻ｔのプラント出力Ｐｃ（ｔ）を求める。
　時系列に連続するサンプリング値は、過去のサンプリング値の影響を受けている。本変形例のように、時系列に連続する蒸気タービン出力Ｐｓ（ｔ＋τ）について、相互相関関数Ｒｍｒ（τ）で重み付けすることにより、過去のサンプリング値の影響を加味して、蒸気タービン出力Ｐｓの値を求めることが可能となる。これにより、プラント出力Ｐｃの精度を向上させることができる。
＜付記＞
　上述の実施形態に記載の性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラムは、例えば以下のように把握される。
　本開示の第１の態様によれば、性能評価方法は、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、を有する。
　このように蒸気タービンの出力の遅れ時間を考慮してプラント出力を求めることにより、負荷変動の頻度が高い営業運転中に計測したデータを使用したとしても、より正確に発電プラントのプラント出力を求めることが出来る。
　本開示の第２の態様によれば、第１の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、前記ガスタービン出力の複数のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力の複数のサンプリング値とに基づいて、前記遅れ時間の固定値を求める。
　ガスタービン出力と蒸気タービン出力との間には相関性があることが想定される。このため、上述のように、ガスタービン出力及び蒸気タービン出力のサンプリング値から遅れ時間の固定値を求めることにより、より精度よくプラント出力を求めることができる。
　本開示の第３の態様によれば、第２の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数の最大値から、前記遅れ時間の固定値を求める。
　このように、相互相関関数の最大値（最も相関性がある値）から遅れ時間の固定値を求めることにより、より現実の遅れ時間に近いと推定される値を得ることができる。
　本開示の第４の態様によれば、第２の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値及び前記蒸気タービン出力のサンプリング値に基づいて、前記ガスタービン出力の第１極値と、前記第１極値よりも後の時刻において前記第１極値と時系列に隣接する前記蒸気タービン出力の第２極値との組み合わせを特定し、特定した複数の組み合わせそれぞれの前記第１極値及び前記第２極値の計測時刻の時間差を平均して、前記遅れ時間の固定値を求める。
　このようにすることで、簡易な処理で蒸気タービン出力の遅れ時間を求めることができる。
　本開示の第５の態様によれば、第２の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、取得した前記ガスタービン出力のサンプリング値及び前記蒸気タービン出力のサンプリング値に基づいて、前記ガスタービン出力の第１極値と、前記第１極値よりも後の時刻において前記第１極値と時系列に隣接する前記蒸気タービン出力の第２極値とのそれぞれの計測時刻の時間差を求め、前記時間差を、前記第１極値の計測時刻から次の第１極値の計測時刻までの期間における前記遅れ時間の固定値とする。
　このようにすることで、簡易な処理で、一定時間内の部分毎に細かに遅れ時間を調整することができる。
　本開示の第６の態様によれば、第４又は第５の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、前記第１極値及び前記第２極値は、２回連続してサンプリング値が上昇した後の極大値、及び、２回連続してサンプリング値が下降した後の極小値のうち少なくとも一方である。
　このようにすることで、ノイズによるサンプリング値の増減による影響を低減して、より正確に第１極値及び第２極値を抽出することができる。
　本開示の第７の態様によれば、第２の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、前記コンバインドサイクル発電プラントの評価期間の一部である分割期間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数の最大値から、当該分割期間における前記遅れ時間の固定値を求める。
　このように相互相関関数の最大値（最も相関性がある値）から遅れ時間の固定値を求めることにより、より現実の遅れ時間に近いと推定される値を得ることができる。また、評価期間を更に複数の分割期間に分割し、各分割期間における遅れ時間を求めることで、より正確にプラント出力を求めることができる。
　本開示の第８の態様によれば、第１の態様に係る性能評価方法の前記プラント出力を求めるステップにおいて、一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数を求め、前記第２時刻は複数の時刻を含み、前記第２時刻に含まれる各時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値それぞれについて、前記相互相関関数に基づく時刻毎の重みを付けた値を、前記第１時刻に計測された前記ガスタービン出力と合計して前記プラント出力を求める。
　このようにすることで、過去のサンプリング値の影響を加味して、蒸気タービン出力の値を求めることが可能となる。これにより、プラント出力の精度を向上させることができる。
　本開示の第９の態様によれば、第１から第８の何れか一の態様に係る性能補評価方法は、前記コンバインドサイクル発電プラントの運転中に、各時刻に計測された燃料流量のサンプリング値を取得するステップと、前記プラント出力と前記燃料流量とに基づいて前記コンバインドサイクル発電プラントのプラント効率を求めるステップと、を更に有する。
　このようにすることで、発電プラントの性能をプラント効率（エネルギー効率又はヒートレート）により評価することができる。
　本開示の第１０の態様によれば、第９の態様に係る性能評価方法は、前記プラント出力と、前記プラント効率との関係から、前記プラント出力の区間毎の平均効率を求めるステップを更に有する。
　このようにすることで、プラント出力の区間毎のプラント効率（平均ヒートレート）の傾向を容易に理解できるデータを提供することができる。
　本開示の第１１の態様によれば、第１０の態様に係る性能評価方法は、前記コンバインドサイクル発電プラントの第１の運転モードにおける前記プラント出力の区間毎の前記平均効率と、前記第１の運転モードとは異なる第２の運転モードにおける前記プラント出力の区間毎の前記平均効率とを比較するステップを更に有する。
　このようにすることで、二つの異なる運転モードの性能を比較し、プラント出力Ｐｃの区間毎にどちらの運転モードの方が性能の改善を見込めるかを容易に理解できるデータを提供することができる。
　本開示の第１２の態様によれば、第１１の態様に係る性能評価方法において、前記第１の運転モードは、前記コンバインドサイクル発電プラントの定期点検前の運転であり、前記第２の運転モードは、前記定期点検後の運転である。
　このようにすることで、定期点検による性能改善の有無を容易に理解できるデータを提供することができる。
　本開示の第１３の態様によれば、コンバインドサイクル発電プラントの運転制御方法では、第１１の態様に係る性能評価方法を実施した結果、前記第１の運転モードよりも前記第２の運転モードの方が性能の良い区間では、前記第２の運転モードに切り替えるステップを有する。
　このようにすることで、発電プラントをより効率よく運転させることができる。
　本開示の第１４の態様によれば、性能評価装置は、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得する取得部と、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求める出力算出部と、を備える。
　本開示の第１５の態様によれば、プログラムは、ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、を性能評価装置のコンピュータに実行させる。
　本開示に係る性能評価方法、運転制御方法、性能評価装置、及びプログラムによれば、運転中に計測したデータに基づきプラント性能の評価を行うことができる。
１　性能評価システム
１０　発電プラント（コンバインドサイクル発電プラント）
２０　性能評価装置
２０１　取得部
２０２　出力算出部
２０３　効率算出部
２０４　比較部
２０５　出力処理部
２０６　メモリ
３０　データサーバ
１００　ガスタービン
１１０　発電機
１２０　排熱回収ボイラー
１３０　蒸気タービン
１４０　発電機
１５０　復水器
１６０　制御装置
１６１　運転制御部
１６２　操作受付部
１６３　表示部
９００　コンピュータ
９０１　プロセッサ

Claims (15)

  1. 　ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、
    　第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、
    　を有する性能評価方法。
  2. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　前記ガスタービン出力の複数のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力の複数のサンプリング値とに基づいて、前記遅れ時間の固定値を求める、
    　請求項１に記載の性能評価方法。
  3. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数の最大値から、前記遅れ時間の固定値を求める、
    　請求項２に記載の性能評価方法。
  4. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値及び前記蒸気タービン出力のサンプリング値に基づいて、前記ガスタービン出力の第１極値と、前記第１極値よりも後の時刻において前記第１極値と時系列に隣接する前記蒸気タービン出力の第２極値との組み合わせを特定し、
    　特定した複数の組み合わせそれぞれの前記第１極値及び前記第２極値の計測時刻の時間差を平均して、前記遅れ時間の固定値を求める、
    　請求項２に記載の性能評価方法。
  5. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　取得した前記ガスタービン出力のサンプリング値及び前記蒸気タービン出力のサンプリング値に基づいて、前記ガスタービン出力の第１極値と、前記第１極値よりも後の時刻において前記第１極値と時系列に隣接する前記蒸気タービン出力の第２極値とのそれぞれの計測時刻の時間差を求め、
    　前記時間差を、前記第１極値の計測時刻から次の第１極値の計測時刻までの期間における前記遅れ時間の固定値とする、
    　請求項２に記載の性能評価方法。
  6. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　前記第１極値及び前記第２極値は、２回連続してサンプリング値が上昇した後の極大値、及び、２回連続してサンプリング値が下降した後の極小値のうち少なくとも一方である、
    　請求項４又は５に記載の性能評価方法。
  7. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　前記コンバインドサイクル発電プラントの評価期間の一部である分割期間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数の最大値から、当該分割期間における前記遅れ時間の固定値を求める、
    　請求項２に記載の性能評価方法。
  8. 　前記プラント出力を求めるステップにおいて、
    　一定時間内に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記蒸気タービン出力のサンプリング値との相互相関関数を求め、
    　前記第２時刻は複数の時刻を含み、
    　前記第２時刻に含まれる各時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値それぞれについて、前記相互相関関数に基づく時刻毎の重みを付けた値を、前記第１時刻に計測された前記ガスタービン出力と合計して前記プラント出力を求める、
    　請求項１に記載の性能評価方法。
  9. 　前記コンバインドサイクル発電プラントの運転中に、各時刻に計測された燃料流量のサンプリング値を取得するステップと、
    　前記プラント出力と前記燃料流量とに基づいて前記コンバインドサイクル発電プラントのプラント効率を求めるステップと、
    　を更に有する請求項１から請求項８の何れか一項に記載の性能評価方法。
  10. 　前記プラント出力と、前記プラント効率との関係から、前記プラント出力の区間毎の平均効率を求めるステップを更に有する、
    　請求項９に記載の性能評価方法。
  11. 　前記コンバインドサイクル発電プラントの第１の運転モードにおける前記プラント出力の区間毎の前記平均効率と、前記第１の運転モードとは異なる第２の運転モードにおける前記プラント出力の区間毎の前記平均効率とを比較するステップを更に有する、
    　請求項１０に記載の性能評価方法。
  12. 　前記第１の運転モードは、前記コンバインドサイクル発電プラントの定期点検前の運転であり、前記第２の運転モードは、前記定期点検後の運転である、
    　請求項１１に記載の性能評価方法。
  13. 　コンバインドサイクル発電プラントの運転制御方法であって、
    　請求項１１に記載の性能評価方法を実施した結果、前記第１の運転モードよりも前記第２の運転モードの方が性能の良い区間では、前記第２の運転モードに切り替えるステップを有する、
    　運転制御方法。
  14. 　ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得する取得部と、
    　第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求める出力算出部と、
    　を備える性能評価装置。
  15. 　ガスタービンと、蒸気タービンとを用いて発電を行うコンバインドサイクル発電プラントの運転中の各時刻に計測されたガスタービン出力のサンプリング値と、蒸気タービン出力のサンプリング値とを取得するステップと、
    　第１時刻に計測された前記ガスタービン出力のサンプリング値と、前記第１時刻の前記ガスタービン出力に対応する前記蒸気タービン出力であって、前記第１時刻から所定の遅れ時間後の第２時刻に計測された前記蒸気タービン出力のサンプリング値と、の合計出力であるプラント出力を求めるステップと、
    　を性能評価装置のコンピュータに実行させるプログラム。
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