WO2022180992A1 - ボイラ損傷度推定システム及びボイラ損傷度推定装置 - Google Patents

ボイラ損傷度推定システム及びボイラ損傷度推定装置 Download PDF

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佑樹 木戸
佑一 樋吉
清 相田
幸太郎 河村
謙示 東川
亮甫 中川
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三菱重工業株式会社
三菱パワー株式会社
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    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
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    • F22B37/24—Supporting, suspending, or setting arrangements, e.g. heat shielding
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass

Definitions

  • the present invention relates to a system and apparatus for estimating the degree of damage to a boiler, and more particularly to a technology for estimating the degree of damage when a furnace and a boiler equipped with a cage portion at the rear of the furnace are damaged by earthquake motion.
  • Non-Patent Document 1 discloses a technology for implementing smart technology, including sensors, in an industrial plant.
  • Patent Document 1 discloses a vibration monitoring system in which a structure is provided with a 3-axis acceleration sensor, and the measured values of the 3-axis acceleration sensor are collected via a wireless communication network to monitor the vibration of the structure. .
  • Non-Patent Document 1 "INTEGRATED SMART SEISMIC RISKS MANAGEMENT” Proceedings of the ASME 2019 Pressure Vessels & Piping Conference PVP2019 July 14-19, 2019, San Antonxio, US Te
  • Patent document 1 JP 2019-100914
  • a fuel-fired boiler used in a power plant is equipped with a furnace and a cage, which are suspended and supported by steel beams via suspension rods.
  • the steel column and the furnace and the steel column and the cage are connected via seismic ties.
  • the furnace is a hollow box-shaped structure surrounded by a water wall, which is constructed by connecting heat transfer tubes through which boiler water flows, with a membrane bar.
  • a group of heat transfer tubes for convective heat transfer is installed inside. Therefore, there is a large difference between the mass (mass density) per unit volume of the furnace and the mass density of the cage portion. Specifically, the mass density of the furnace is much lower than that of the cage section.
  • Non-Patent Document 1 and Patent Document 1 merely disclose general techniques for vibration monitoring of industrial plants and power plants, and do not take into consideration the behavior peculiar to boilers. Therefore, at present, there is no technique for evaluating the degree of damage due to seismic motion that is suitable for boilers, and there is a demand for such a technique.
  • the present invention was made in view of such circumstances, and its purpose is to provide a damage estimation technique that focuses on the behavior peculiar to boilers during an earthquake.
  • the present invention has the configuration described in the claims.
  • the present invention is a boiler damage estimation system for estimating the degree of damage due to seismic motion of a boiler having a furnace and a cage portion at the rear of the furnace, wherein the furnace facing the cage portion in the furnace A relative displacement detection sensor that detects the relative displacement of the rear wall and the cage front wall facing the furnace rear wall in the cage portion and outputs sensor data, and a boiler that estimates the degree of damage to the boiler based on the sensor data.
  • a damage degree estimating device wherein the boiler damage degree estimating device acquires the sensor data along the time series, and based on the time series change of the relative displacement of the boiler, the progression process of the boiler damage and analyzing the amount of change in shape of the furnace and the cage, and outputting the analysis result.
  • FIG. 4 is a diagram showing an arrangement example (top view) of relative displacement detection sensors;
  • the flowchart which shows the flow of a boiler damage degree estimation process.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a boiler damage degree estimation system 100.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a boiler damage degree estimation system 100.
  • the boiler damage estimation system 100 is configured by connecting a boiler unit 10 that detects seismic motion of a fuel-fired boiler 1 installed in a thermal power plant and a boiler damage estimation device 300 via a cloud server 200 .
  • the boiler unit 10 includes n (n is 1 or more) gauge sensors 101A1, . and a communication device 13 for transmitting the collected sensor data to the cloud server 200 .
  • the relative displacement detection sensor observes the relative displacement between the furnace 2 and the cage part 4 provided in the boiler 1, and outputs sensor data indicating the result.
  • a gauge sensor is used in this embodiment, a triaxial acceleration sensor, a distortion sensor, an ultrasonic distance meter, or the like can be used.
  • a triaxial acceleration sensor may be arranged in each of the furnace 2 and the cage section 4, and the relative displacement may be calculated based on the time integral value of the acceleration.
  • the distortion sensor obtains the relative displacement from the strain output value.
  • the relative displacement can be obtained from the change in the distance between the furnace 2 and the cage portion 4 .
  • a boiler damage degree estimation device 300 installed in a boiler manufacturer 400 is connected to the cloud server 200 . Further, the cloud server 200 may be connected to a power generation operator terminal 410 and a central control room terminal 420 in the power plant.
  • the boiler damage estimation device 300 receives sensor data from the cloud server 200 and evaluates the damage of the boiler 1 . Furthermore, countermeasures according to the evaluation results are planned and provided to the terminal 410 of the power generation company and the terminal 420 of the central control room. Each of the power generator terminal 410 and the central control room terminal 420 may provide the boiler maker 400 with information necessary for estimating the state of the boiler 1, such as execution results of countermeasures and operating load information.
  • FIG. 2 is a perspective view showing an example of the configuration of the boiler 1.
  • FIG. 3 is a side view showing an example of the configuration of the boiler 1.
  • FIG. 4 is a diagram showing an arrangement example (top view) of relative displacement detection sensors.
  • the boiler 1 includes a furnace 2 in which a combustion space is formed, a sub-side wall portion 3 that forms a flow path for combustion gas generated in the furnace 2, and heat exchangers such as a superheater, a reheater, and an economizer.
  • the cage part 4 mounted inside is mainly divided into three spaces. These three spaces are arranged side by side in the order of the furnace 2, the sub-side wall portion 3, and the cage portion 4 from the upstream side to the downstream side in the flow direction of the combustion gas.
  • the direction in which the furnace 2, the sub-side wall portion 3, and the cage portion 4 are arranged is defined as the "depth direction" (or the front-rear direction), and the furnace 2 side in the depth direction is defined as the "front side” or the “upstream side.”
  • the cage portion 4 side, which is the opposite side, is referred to as the "rear side” or the "downstream side.”
  • the direction orthogonal to the floor surface in which the boiler 1 was installed be a "vertical direction.”
  • a direction orthogonal to the depth direction and the up-down direction is referred to as a “left-right direction”.
  • the furnace 2 includes a furnace front wall 21 disposed on the front side and serving as the front surface of the furnace 2, a furnace rear wall 22 disposed facing the furnace front wall 21 and serving as the rear surface of the furnace 2, the furnace front wall 21, and the furnace.
  • a pair of furnace side walls 23 arranged between the rear wall 22 and serving as side surfaces of the furnace 2, and a furnace ceiling wall 24 arranged above the pair of furnace side walls 23 and serving as the ceiling of the furnace 2 are provided.
  • a plurality of burners 20 for supplying pulverized coal and air serving as fuel into the furnace 2 are installed at the bottom of each of the furnace front wall 21 and the furnace rear wall 22 .
  • eight burners 20 are vertically arranged in two tiers on each of the furnace front wall 21 and the furnace rear wall 22 .
  • the pulverized coal supplied from each burner 20 is combusted in the combustion space within the furnace 2, thereby generating combustion gas.
  • the generated combustion gas flows along the ascending direction from the lower side to the upper side of the furnace 2 and then flows down to the cage section 4 through the secondary side wall section 3 .
  • the sub-side wall portion 3 is a flow path that connects the furnace 2 and the cage portion 4 at the top in the depth direction.
  • the sub-side wall portion 3 includes a pair of side walls 33 connected to the pair of furnace side walls 23 and serving as side surfaces of the sub-side wall portion 3, a ceiling wall 34 connected to the furnace ceiling wall 24 and serving as the ceiling of the sub-side wall portion 3, and a bottom wall 35 arranged below the pair of side walls 33 and serving as the bottom surface of the sub-side wall portion 3 .
  • a nose 22a consisting of a recess formed by protruding the furnace rear wall 22 toward the combustion space side of the furnace 2 is formed.
  • the cage part 4 has a cage front wall 41 that is arranged to face the furnace rear wall 22 of the furnace 2 and forms the front surface of the cage part 4 , and a cage front wall 41 that is arranged to face the cage front wall 41 and forms the rear surface of the cage part 4 .
  • connection corner X The upper end of the cage front wall 41 connects to the bottom wall 35 . This portion is called a connection corner X.
  • the furnace 2 is connected to a plurality of steel columns 12f provided in front of the furnace 2 via a plurality of seismic ties 13f. More specifically, a backstay 25f (hereinafter referred to as "front side backstay”) provided on the furnace front wall 21 and the steel frame column 12f are connected by seismic ties 13f.
  • the cage portion 4 is connected to a plurality of steel columns 12b provided behind the cage portion 4 via a plurality of seismic ties 13b. More specifically, a backstay 25b (hereinafter referred to as a “rear side backstay”) provided on the cage rear wall 42 and the steel frame column 12b are connected by seismic ties 13b.
  • a backstay 25b hereinafter referred to as a “rear side backstay”
  • each wall constituting the furnace 2, the sub-side wall portion 3, and the cage portion 4 is alternately composed of heat transfer tubes in which fluid flows and plate-like membrane bars extending in the direction in which the heat transfer tubes extend. It is formed of joined panel-like membrane walls.
  • a front backstay 25f made of H-shaped steel is attached to the furnace rear wall 22.
  • a rear backstay 25b made of H-shaped steel is also attached to the front wall 41 of the cage.
  • three gauge sensors are arranged on the front side back stay 25f at a height position L2 lower than the height position L1.
  • Three gauge sensors are also arranged on the front side back stay 25f at a height position L3 lower than the height position L2. Thus, a total of 9 gauge sensors are arranged.
  • the number of installed sensors and the installed locations of the sensors are merely an example, and the number of installed sensors and the installed locations may be different from those of the present embodiment.
  • FIG. 5 is a hardware configuration diagram of the boiler damage degree estimation device 300.
  • FIG. 5 is a hardware configuration diagram of the boiler damage degree estimation device 300.
  • the boiler damage estimation device 300 includes a processor 301, a RAM (Random Access Memory) 302, a ROM (Read Only Memory) 303, a HDD (Hard Disk Drive) 304, an input I/F 305, an output I/F 306, and a communication I/F 307. , which are configured using a computer connected to each other via a bus 308 .
  • the processor 301 may be a GPU (Graphics Processing Unit) or a CPU (Central Processing Unit), and any type of device can be used as long as it executes arithmetic functions.
  • the hardware configuration of the boiler damage degree estimation device 300 is not limited to the above, and may be configured by a combination of a control circuit and a storage device.
  • the boiler damage degree estimation device 300 is configured by the processor 301 executing a boiler damage degree estimation program that realizes each function of the boiler damage degree estimation device 300, or by the control circuit calculating.
  • An input device 311 such as a mouse, keyboard, touch panel, etc. is connected to the input I/F 305 .
  • a display 312 consisting of an LCD, an organic panel, or the like is connected to the output I/F 306 .
  • the communication I/F 307 is connected to the cloud server 200 and an external communication device 210 for receiving emergency event information.
  • FIG. 6 is a functional block diagram of the boiler damage degree estimation device 300.
  • the boiler damage degree estimation device 300 receives sensor data from the cloud server 200, and receives emergency event information from an external communication device.
  • the damage degree estimation unit 356 that analyzes the relative displacement along the time series of the boiler 1 and estimates the degree of damage, and the estimation result of the damage degree estimation unit 356, the operation of the power plant where the boiler 1 is installed continues.
  • An operation continuation decision criteria information output unit 358 that outputs check item information that serves as a criterion for determining whether or not to continue operation, and an estimation result of the damage level of the boiler 1 and the operation continuation decision criteria information are sent to the power generation operator terminal 410 and the central control room terminal. 420 and an output unit 362 .
  • the sensor data is added with a time stamp and stored in the cloud server 200, but the boiler damage degree estimation device 300 is also equipped with an RTC (Real Time Clock) 352,
  • the data may be stored in the sensor data storage unit 354 with a time stamp from the RTC 352 added. This enables time-series analysis even if the RTC 11 on the boiler 1 side has a problem.
  • FIG. 7 is a flowchart showing the flow of boiler damage degree estimation processing according to this embodiment.
  • a warning threshold value for relative displacement between the furnace rear wall 22 and the cage front wall 41 is set.
  • the boiler damage estimation system 100 is in operation while the boiler 1 is in operation. While the boiler damage degree estimation system 100 is in operation, each gauge sensor 101A1, 101A2, .
  • the boiler damage degree estimation device 300 acquires sensor data from the cloud server 200 (S101).
  • the boiler damage degree estimation device 300 monitors time-series changes in each acquired sensor data (S115). The chronological change in the relative displacement during normal times is almost zero, as shown in FIG. 8(a).
  • the boiler damage degree estimation device 300 determines whether the relative displacement indicated by all sensor data is less than the warning threshold (S104).
  • FIG. 8(b) shows an example in which the relative displacement due to the earthquake is within the warning threshold. The time-series variation of the relative displacement fluctuates in the positive and negative directions as the earthquake occurs, but the peak values in the positive and negative directions fall within the warning threshold values in the positive and negative directions, respectively. In this case, it is determined that the relative displacement indicated by the sensor data is less than the warning threshold.
  • step S104 If the relative displacement indicated by all the sensor data is less than the warning threshold (S104: YES), the power generator terminal 410, the central control room terminal 420, and the facility inspector are notified of the determination result, and the facility inspector inspects the boiler 1 Visually inspect the surrounding environment for any abnormalities. If there is no abnormality (S105: YES), the operation of the boiler 1 is continued (S106). If there is an abnormality (S105: NO), the process proceeds to step S108.
  • the boiler damage degree estimation device 300 determines that the displacement indicated by one or more sensor data is equal to or greater than the warning threshold (S104: NO)
  • the boiler damage degree estimation device 300 estimates the damage degree of the boiler 1 ( S107).
  • the waveform shown in FIG. 9(b) is obtained as a result of the boiler damage degree estimation device 300 analyzing the cumulative value of the relative displacement.
  • FIG. 9(b) shows that there were several earthquakes from t1 to t3, and each time the relative displacement between the furnace 2 and the cage part 4 changed, and the accumulated value of the amount of change exceeded the warning threshold. means.
  • the cumulative value of relative displacement is used for remaining life diagnosis.
  • the remaining life diagnosis here refers to the actual cumulative displacement, that is, when the remaining life exceeds 0%, even if there is no actual damage in the relevant part of the structure, it is not guaranteed from the design point of view.
  • the boiler damage degree estimation device 300 estimates that relative displacement exceeding the warning threshold has occurred, it quantitatively estimates the process of damage and the degree of damage based on the time-series changes leading up to it.
  • the amount of shape change such as how many centimeters in which direction the furnace 2 and the cage 4 were torn apart, may be represented by a specific numerical value.
  • the relative displacement sensor not only the relative displacement but also the direction of movement can be analyzed, so the direction of movement and the amount of change in shape can be analyzed.
  • a shape change occurs in which the relative displacement exceeds the warning threshold, so damage to the boiler 1 can be confirmed even by visual inspection.
  • the boiler damage degree estimation device 300 may estimate structural damage that cannot be detected by visual inspection.
  • the residual life of the boiler 1 may be estimated by calculating the cumulative value of the relative displacement over time and outputting the result of comparison with the durability performance of the boiler 1 at the time of design.
  • FIG. 10 shows another example (horizontal section) of damage estimation of the boiler 1 by the boiler damage estimation device 300 .
  • the boiler damage degree estimating device 300 at the height position L1, based on the relative displacement of the gauge sensors installed on the left side and the right side of the boiler 1, the furnace on the left side of the boiler 1 at the time of the earthquake - Obtain the distance I L between the cages and the distance I R between the furnace on the right side of the boiler 1 and the cage during the earthquake. Then, the boiler damage degree estimation device 300 obtains the shape of the boiler 1 in the horizontal cross section at the height position L1.
  • the boiler damage degree estimation device 300 estimates horizontal cross-sectional shapes at different height positions L1, L2, and L3, and stacks them in the height direction to visualize the deformation of the pseudo-three-dimensional boiler 1. may be presented as
  • FIG. 11 shows another example of damage degree estimation of the boiler 1 by the boiler damage degree estimation device 300 (right side view).
  • the boiler damage estimation device 300 determines the distance I Obtain U and the distance ID between the furnace and the cage at the bottom of the boiler 1 at the time of the earthquake. Then, the boiler damage degree estimation device 300 obtains the shape of the boiler 1 in the right side view.
  • the boiler damage degree estimation device 300 determines that the operation of the central control room is It is determined whether or not the criteria indicating whether the operation can be continued (operation continuation permission criteria) are satisfied (S108). The determination of this step may be made by the boiler damage degree estimation device 300 itself when the boiler damage degree estimation device 300 acquires the operation data of the boiler 1 . Further, the boiler damage degree estimation device 300 may only acquire sensor data and seismic data excluding sensor data such as seismic intensity data, and the power generation company may satisfy the criteria for whether or not to continue operation.
  • the check item information as to whether the operation continuation permission criteria are satisfied is sent to the power generator terminal 410 and the central control room terminal 420. Make decisions by sending and receiving results. If the result cannot be received, check item information is provided in step S108, and the process skips to step S114.
  • step S105 the surrounding conditions of the boiler 1 are visually inspected, but not only the visual inspection but also the surrounding conditions can be grasped remotely from the degree of damage to the boiler and, for example, the image of a fixed point camera.
  • the boiler damage estimation device 300 determines that the criteria for whether or not to continue operation are not satisfied (S108: NO), it sends a proposal for emergency stop of the boiler 1 to the central control room terminal 420 (S109).
  • the boiler damage estimation device 300 determines that the criteria for whether or not to continue operation are satisfied (S108: YES), it transmits a proposal for planned shutdown of the boiler 1 to the central control room terminal 420 (S110).
  • a maximum value of relative displacement indicated by the data may be obtained and the maximum value may be compared with a warning threshold.
  • the warning threshold value may be larger as the positions of the furnace 2 and the cage part 4, such as the height, are lower.

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Abstract

地震時のボイラ特有の挙動に着目した損傷度推定手法を提供する。ボイラ損傷度推定装置（１００）は、ボイラ（１）の火炉（２）におけるケージ部（４）に対向する火炉後壁（２２）及びケージ部における火炉後壁に対向するケージ前壁（４１）の相対変位を検出して出力されたセンサデータをクラウドサーバ（２００）から受信し、センサデータに基づいてボイラの相対変位の時系列変化を演算し、ボイラの損傷の進行過程及び火炉後壁及びケージ部の形状変化量を解析し、解析結果を出力する。

Description

ボイラ損傷度推定システム及びボイラ損傷度推定装置
　本発明は、ボイラ損傷度推定システム及び装置に関し、特に火炉及び前記火炉の後部にケージ部を備えたボイラが地震動により損傷した際の損傷度を推定する技術に関する。
　地震発生時に産業用プラントが受ける影響を監視するための技術として、非特許文献１にはセンサを含むスマート技術を産業用プラントに実装させる技術が開示されている。
　また特許文献１では、構造物に３軸加速度センサを備え、当該３軸加速度センサの計測値を、無線通信網を介して収集して構造物の振動を監視する振動モニタリングシステムが開示されている。
　非特許文献１：“ＩＮＴＥＧＲＡＴＥＤ　ＳＭＡＲＴ　ＳＥＩＳＭＩＣ　ＲＩＳＫＳ　ＭＡＮＡＧＥＭＥＮＴ”　Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ　ｏｆ　ｔｈｅＡＳＭＥ　２０１９　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　Ｖｅｓｓｅｌｓ　＆　Ｐｉｐｉｎｇ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ　ＰＶＰ２０１９　Ｊｕｌｙ　１４－１９，２０１９，　Ｓａｎ　Ａｎｔｏｎｉｏ，　Ｔｅｘａｓ，　ＵＳＡ
　特許文献１：特開２０１９－１００９１４号公報
　発電プラントに用いられる燃料焚きボイラは、火炉とケージ部とを備えており、これらが鉄骨梁に吊ロッドを介して吊り下げ支持されている。そして、地震発生時に火炉とケージ部が振れるのを防止するために、鉄骨柱と火炉及び鉄骨柱とケージ部がサイスミックタイを介して連結されている。
　火炉は、内部をボイラ水が流れる伝熱管同士をメンブレンバーで接続して構成される水壁で囲まれた中空の箱型構造物であるのに対して、ケージ部は、当該箱型構造物の中に対流伝熱を行なうための伝熱管群が設置されている。そのため、火炉の単位容積当たりの質量（質量密度）とケージ部の質量密度との間には大きな差がある。具体的には、火炉の質量密度はケージ部の質量密度に比べて非常に小さい。
　ゆえに、地震発生時には、火炉とケージ部とが、それぞれの剛性及び質量に応じて固有の周期で振動しようとするため、地震動によるボイラの損傷度を推定するためには、地震時におけるボイラ特有の挙動に着目して損傷度合いを判定する必要がある。
　非特許文献１及び特許文献１は、単に産業用プラント及び発電プラントの振動モニタリングを行う一般的な技術が開示されているに過ぎず、ボイラ特有の挙動については考慮されていない。そのため、現状では、ボイラに好適な地震動による損傷度合いの評価技術はなく、それが望まれているという実情がある。
　本発明は、このような実情に鑑みてなされたもので、その目的は、地震時のボイラ特有の挙動に着目した損傷度推定技術を提供することにある。
　上記目的を達成するために、本発明は、特許請求の範囲に記載の構成を有する。その一例をあげるならば、本発明は火炉及び前記火炉の後部にケージ部を備えたボイラの地震動による損傷度を推定するボイラ損傷度推定システムであって、前記火炉における前記ケージ部に対向する火炉後壁及び前記ケージ部における前記火炉後壁に対向するケージ前壁の相対変位を検出し、センサデータを出力する相対変位検出センサと、前記センサデータに基づいて、ボイラの損傷度を推定するボイラ損傷度推定装置と、を備え、前記ボイラ損傷度推定装置は、時系列に沿って前記センサデータを取得し、前記ボイラの前記相対変位の時系列変化を基に、前記ボイラの損傷の進行過程及び前記火炉及び前記ケージ部の形状変化量を解析し、解析結果を出力する、ことを特徴とする。
　本発明によれば、地震時のボイラ特有の挙動に着目した損傷度合い判定技術を提供することができる。なお、上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
ボイラ損傷度推定システムの概略構成図。 ボイラの構成の一例を示す斜視図。 ボイラの構成の一例を示す側面図。 相対変位検出センサの配置例（上面視）を示す図。 ボイラ損傷度推定装置のハードウェア構成図。 ボイラ損傷度推定装置の機能ブロック図。 ボイラ損傷度推定処理の流れを示すフローチャート。 相対変位の時系列変化例を示す図。 相対変位の時系列変化例を示す図。 ボイラの損傷度推定の別例（水平断面）を示す図。 ボイラの損傷度推定の別例（右側面視）を示す図。
　以下、本発明の実施形態に係るボイラ損傷度推定システム及び装置について、図面を参照して説明する。全図を通じて同一の構成には同一の符号を付し、重複説明を省略する。
　図１は、ボイラ損傷度推定システム１００の概略構成図である。
　ボイラ損傷度推定システム１００は、火力発電所に設置される燃料炊きボイラ１の地震動を検出するボイラユニット１０と、ボイラ損傷度推定装置３００とをクラウドサーバ２００を介して接続して構成される。
　ボイラユニット１０は、ボイラ１に設置されたｎ個（ｎは１以上）の相対変位検出センサとしてのゲージセンサ１０１Ａ１、・・・、１０１Ａｎと、ＲＴＣ１１と、各ゲージセンサ１０１Ａ１、・・・、１０１Ａｎが出力したセンサデータにＲＴＣ１１から取得した時刻データを付加して収集するデータ収集装置１２と、クラウドサーバ２００に収集したセンサデータを送信する通信装置１３とを備える。
　相対変位検出センサは、ボイラ１に備えられた火炉２とケージ部４と相対変位を観測し、その結果を示すセンサデータを出力する。相対変位検出センサの具体例として、本実施形態ではゲージセンサを用いるが、３軸加速度センサ、ゆがみセンサ、超音波距離計等を用いることができる。３軸加速度センサを用いた場合は、火炉２及びケージ部４のそれぞれに３軸加速度センサを配置し、加速度の時間積分値を基に相対変位を演算すればよい。ゆがみセンサでは歪みの出力値から相対変位が求められる。また超音波距離計では火炉２とケージ部４との距離の変化から相対変位が求められる。
　クラウドサーバ２００には、ボイラメーカ４００に設置されたボイラ損傷度推定装置３００が接続される。更に、クラウドサーバ２００には、発電事業者端末４１０、発電所内の中央操作室端末４２０のそれぞれが接続されてもよい。
　ボイラ損傷度推定装置３００は、クラウドサーバ２００からセンサデータを受信し、ボイラ１の損傷度を評価する。更にその評価結果に応じた対応策を立案し、発電事業者端末４１０及び中央操作室端末４２０に提供する。発電事業者端末４１０及び中央操作室端末４２０のそれぞれは、対応策の実行結果や、運転負荷情報など、ボイラ１の状態を推定するために必要な情報をボイラメーカ４００に提供してもよい。
　ボイラ１及び相対位置検出センサの配置例について、図２、図３、図４を参照して説明する。図２は、ボイラ１の構成の一例を示す斜視図である。図３は、ボイラ１の構成の一例を示す側面図である。図４は、相対変位検出センサの配置例（上面視）を示す図である。
　ボイラ１は、燃焼空間が内部に形成された火炉２、火炉２で発生した燃焼ガスの流路を形成する副側壁部３、及び過熱器や再熱器、節炭器等の熱交換器が内部に搭載されたケージ部４の主に３つの空間に分かれて構成されている。これら３つの空間は、燃焼ガスの流れ方向の上流側から下流側に向かって、火炉２、副側壁部３、ケージ部４の順に並んで配置されている。
　なお、以下の説明において、火炉２、副側壁部３、及びケージ部４の並び方向を「奥行方向」（又は前後方向）とし、奥行方向における火炉２側を「前側」又は「上流側」、その反対側であるケージ部４側を「後側」又は「下流側」とする。また、ボイラ１が設置された床面に対して直交する方向を「上下方向」とする。また、奥行方向及び上下方向に直交する方向を「左右方向」という。
　火炉２は、前側に配置されて火炉２の前面となる火炉前壁２１と、火炉前壁２１に対向して配置されて火炉２の後面となる火炉後壁２２と、火炉前壁２１と火炉後壁２２との間に配置されて火炉２の側面となる一対の火炉側壁２３と、一対の火炉側壁２３の上部に配置されて火炉２の天井となる火炉天井壁２４と、を備える。
　火炉前壁２１及び火炉後壁２２にはそれぞれ、燃料となる微粉炭と空気とを火炉２内に供給する複数のバーナ２０が下部に設置されている。本実施形態では、火炉前壁２１及び火炉後壁２２のそれぞれにおいて、８つのバーナ２０が、上下方向に二段に分かれて４つずつ配置されている。
　各バーナ２０から供給された微粉炭は火炉２内の燃焼空間において燃焼され、これにより燃焼ガスが発生する。発生した燃焼ガスは、火炉２の下側から上側に向かう上昇方向に沿って流れ、その後、副側壁部３を通ってケージ部４へと流下する。
　副側壁部３は、火炉２とケージ部４とを上部で奥行方向に連結する流路である。副側壁部３は、一対の火炉側壁２３に接続されて副側壁部３の側面となる一対の側壁３３と、火炉天井壁２４に接続されて副側壁部３の天井となる天井壁３４と、一対の側壁３３の下部に配置されて副側壁部３の底面となる底壁３５と、を備える。
　火炉後壁２２の上端、底壁３５との接続部は、火炉後壁２２を火炉２の燃焼空間側に向かって突出させて形成した凹部からなるノーズ２２ａが形成される。
　ケージ部４は、火炉２の火炉後壁２２に対向して配置されてケージ部４の前面となるケージ前壁４１と、ケージ前壁４１に対向して配置されてケージ部４の後面となるケージ後壁４２と、ケージ前壁４１とケージ後壁４２との間に配置されてケージ部４の側面となる一対のケージ側壁４３と、副側壁部３の天井壁３４に接続されてケージ部４の天井となるケージ天井壁４４と、を備える。
　ケージ前壁４１の上端は底壁３５に接続する。この部位を接続コーナーＸと称する。
　図３に示すように、火炉２は、火炉２の前方に設けられた複数の鉄骨柱１２ｆに複数のサイスミックタイ１３ｆを介して連結される。より詳細には、火炉前壁２１に設けられたバックステー２５ｆ（以下「前側バックステー」という）と鉄骨柱１２ｆとが、サイスミックタイ１３ｆにより連結されている。
　また、ケージ部４は、ケージ部４の後方に設けられた複数の鉄骨柱１２ｂに複数のサイスミックタイ１３ｂを介して連結される。より詳細には、ケージ後壁４２に設けられたバックステー２５ｂ（以下「後側バックステー」という）と鉄骨柱１２ｂとが、サイスミックタイ１３ｂにより連結されている。
　ボイラ１では、火炉２、副側壁部３、及びケージ部４を構成する各壁は、内部を流体が流れる伝熱管と、伝熱管が延びる方向に延在する板状のメンブレンバーとが交互に接合されたパネル状のメンブレン壁で形成されている。
　図３の拡大図に示すように、火炉後壁２２には、Ｈ型鋼から成る前側バックステー２５ｆが取り付けられる。またケージ前壁４１にも、Ｈ型鋼から成る後側バックステー２５ｂが取り付けられる。
　地震発生時、火炉２から副側壁部３及びケージ部４へと続く燃焼ガスの流れ方向が変化する部位、特にノーズ２２ａや接続コーナーＸには応力が集中し、破損につながりやすい。
　そこで、図４に示すように、高さ位置Ｌ１（ノーズ２２ａがある高さ）にある前側バックステー２５ｆの延在方向（ボイラ１の左右方向）に沿って、３つのゲージセンサ１０１Ａ１、１０１Ａ２、１０１Ａ３を設置する。
　また高さ位置Ｌ１よりも下の高さ位置Ｌ２にある前側バックステー２５ｆにも３つのゲージセンサが配置される。
　更に高さ位置Ｌ２よりも下の高さ位置Ｌ３にある前側バックステー２５ｆにも３つのゲージセンサが配置される。よって、合計９のゲージセンサが配置される。前記センサの設置数及び設置個所は一例過ぎず、本実施形態とは異なる設置数及び設置個所であってもよい。
　図５は、ボイラ損傷度推定装置３００のハードウェア構成図である。
　ボイラ損傷度推定装置３００は、プロセッサ３０１、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）３０２、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）３０３、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ　Ｄｉｓｋ　Ｄｒｉｖｅ）３０４、入力Ｉ／Ｆ３０５、出力Ｉ／Ｆ３０６、及び通信Ｉ／Ｆ３０７を含み、これらがバス３０８を介して互いに接続されたコンピュータを用いて構成される。
　プロセッサ３０１は、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）でもＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）でもよく、演算機能を実行するデバイスであれば種類を問わない。また、ボイラ損傷度推定装置３００のハードウェア構成は上記に限定されず、制御回路と記憶装置との組み合わせにより構成されてもよい。ボイラ損傷度推定装置３００は、ボイラ損傷度推定装置３００の各機能を実現するボイラ損傷度推定プログラムをプロセッサ３０１が実行する、又は制御回路が演算することにより構成される。
　入力Ｉ／Ｆ３０５には、マウス、キーボード、タッチパネル等の入力装置３１１が接続される。
　出力Ｉ／Ｆ３０６には、ＬＣＤ、有機パネル等からなるディスプレイ３１２が接続される。
　通信Ｉ／Ｆ３０７には、クラウドサーバ２００や緊急事象情報を受信するための外部通信装置２１０が接続される。
　図６は、ボイラ損傷度推定装置３００の機能ブロック図である。ボイラ損傷度推定装置３００は、クラウドサーバ２００からセンサデータを受信し、また外部通信装置から緊急事象情報を受信する受信部３５０と、センサデータを記憶するセンサデータ記憶部３５４と、センサデータを基にボイラ１の時系列に沿った相対変位を解析して損傷度を推定する損傷度推定部３５６と、損傷度推定部３５６の推定結果を受けて、ボイラ１が設置された発電所の運転継続可否を判断するための基準となるチェック項目情報を出力する運転継続可否基準情報出力部３５８と、ボイラ１の損傷度の推定結果、運転継続可否基準情報を発電事業者端末４１０と中央操作室端末４２０とに送信する送信部３６０、及び出力部３６２を含む。本実施形態では、センサデータにタイムスタンプが付加されてクラウドサーバ２００に格納されているとして説明しているが、ボイラ損傷度推定装置３００にもＲＴＣ（Ｒｅａｌ　Ｔｉｍｅ　Ｃｌｏｃｋ）３５２を備え、受信したセンサデータにＲＴＣ３５２からのタイムスタンプを付加してセンサデータ記憶部３５４に記憶してもよい。これにより、ボイラ１側のＲＴＣ１１に不具合があっても時系列解析が可能となる。
　図７は、本実施形態に係るボイラ損傷度推定処理の流れを示すフローチャートである。以下の処理を実施する前提として、ボイラ損傷度推定装置３００では、火炉後壁２２及びケージ前壁４１の相対変位の警告閾値が設定されている。
　ボイラ１の稼働中はボイラ損傷度推定システム１００が稼働している。ボイラ損傷度推定システム１００が稼動中、各ゲージセンサ１０１Ａ１、１０１Ａ２、・・、１０１Ａｎは、センサデータを出力してクラウドサーバ２００に送信する。ボイラ損傷度推定装置３００はクラウドサーバ２００からセンサデータを取得する（Ｓ１０１）。
　地震が発生していない場合（Ｓ１０２：ＮＯ）、ボイラ損傷度推定装置３００は、取得した各センサデータの時系列変化を監視する（Ｓ１１５）。平常時の相対変位の時系列変化は、図８（ａ）に示すように、ほぼ０である。
　地震が発生し（Ｓ１０２：ＹＥＳ）、モニタリングではコントロールできない緊急事象（火災・津波）の発生、又は発生予測を検知すると（Ｓ１０３：ＹＥＳ）、ボイラ１は緊急停止する（Ｓ１０９）。緊急事象の発生は、例えば、ボイラ１の火災報知信号を受信したり、ボイラ１が設置されている地域で堤防を越える高さの津波が観測された情報を受信した場合は、緊急事象が発生したと判断してもよい。
　緊急事象の発生を検知、又は予測を検知しない場合は（Ｓ１０３：ＮＯ）、ボイラ損傷度推定装置３００は、全てのセンサデータが示す相対変位が警告閾値未満であるか判定する（Ｓ１０４）。図８（ｂ）は、地震による相対変位が警告閾値内に収まった例を示す。地震発生に伴い、相対変位の時系列変化はプラス方向、マイナス方向に振れるが、プラス方向、マイナス方向の各ピーク値は警告閾値のプラス方向、マイナス方向のそれぞれに収まっている。この場合は、センサデータが示す相対変位が警告閾値未満と判断する。
　全てのセンサデータが示す相対変位が警告閾値未満であれば（Ｓ１０４：ＹＥＳ）、発電事業者端末４１０や中央操作室端末４２０、また設備点検員に判定結果を通知し、設備点検員がボイラ１の周囲環境に異常がないか目視点検を行う。異常がなければ（Ｓ１０５：ＹＥＳ）、ボイラ１の運転を継続する（Ｓ１０６）。異常があれば（Ｓ１０５：ＮＯ）、ステップＳ１０８へ進む。
　ボイラ損傷度推定装置３００が、一つ以上のセンサデータが示す変位が警告閾値以上であると判定した場合（Ｓ１０４：ＮＯ）、ボイラ損傷度推定装置３００は、ボイラ１の損傷度を推定する（Ｓ１０７）。
　ボイラ損傷度推定装置３００が図９（ａ）に示す波形を解析結果して得た場合、ｔ１からｔ２の微小時間に大きな揺れが生じ、その一度の揺れで一気に火炉２とケージ部４とが引き裂かれる損傷が起きたと推定する。
　別例として、ボイラ損傷度推定装置３００が相対変位の累積値を解析した結果、図９（ｂ）に示す波形が得られたとする。図９（ｂ）は、ｔ１からｔ３までの数回の地震があり、そのたびに火炉２とケージ部４との相対変位が変化し、その変化量の累積値が警告閾値を超えたことを意味する。相対変位の累積値は余寿命診断に用いられる。ここでいう余寿命診断とは、実際の累積変位、つまり、余寿命がゼロ％を超えた時点で構造物の当該部位において、実際には損傷が発生していなくても、設計的には保証できない状態（いつ少しの衝撃で損傷（亀裂）が発生してもおかしくない状態）になったと診断することをいう。設計的には保証できない状態になった事、もしくは設計的には保証できない状態が近づいている事は目視点検からは把握できないが、ボイラ損傷度推定装置３００による余寿命診断によれば、実際に損傷する前に事前に把握して対策する事ができる。
　このように、ボイラ損傷度推定装置３００は、警告閾値を超える相対変位が生じたと推定した場合に、それに至る時系列変化を基に損傷が起きる過程と、損傷の程度を定量的に推定する。損傷の推定例として、火炉２とケージ部４とがどの方向に何ｃｍ引き裂かれたかといった形状変化量を具体的な数値で表してもよい。この例では、相対変位センサとして３軸加速度センサを用いることにより、相対変位だけでなく運動方向が解析できるので運動方向と形状変化量とが解析できる。
　図９（ａ）、図９（ｂ）では、相対変位が警告閾値を超える形状変化（破壊）が生じているので、目視点検でもボイラ１の損傷を確認できる。
　一方、図８（ｂ）では、相対変位の変動のピーク値を超えた後、相対変位はほぼ０、すなわち形状変化は生じていないので、目視点検では異常が発見されない。しかし、実際には地震動により相対変位が生じていることから火炉２とケージ部４との連結部位、例えばノーズ２２ａや接続コーナーＸでは地震動に伴う揺れで応力集中が生じ、金属疲労が生じている可能性がある。この場合、目視点検では発見できない構造上のダメージを、ボイラ損傷度推定装置３００は推定してもよい。推定例として、例えば、相対変位の時間累積値を演算し、ボイラ１の設計時の耐久性能と比較した結果を出力し、ボイラ１の余寿命の推定を行ってもよい。
　図１０は、ボイラ損傷度推定装置３００によるボイラ１の損傷度推定の別例（水平断面）を示す。図１０の例では、ボイラ損傷度推定装置３００は、高さ位置Ｌ１で、ボイラ１の左側及び右側のそれぞれに設置されたゲージセンサの相対変位を基に、地震時のボイラ１左部の火炉―ケージ部間の距離ＩＬ、及び地震時のボイラ１右部の火炉―ケージ部間の距離ＩＲを求める。そして、ボイラ損傷度推定装置３００は高さ位置Ｌ１における水平断面のボイラ１の形状を求める。
　更に、ボイラ損傷度推定装置３００は、異なる高さ位置Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３のそれぞれにおける水平断面形状を推定し、それらを高さ方向に積層することで疑似３次元的なボイラ１の変形を可視化して提示してもよい。
　図１１は、ボイラ損傷度推定装置３００によるボイラ１の損傷度推定の別例（右側面視）を示す。図１１の例では、ボイラ損傷度推定装置３００は、ボイラ１の上部及び下部のそれぞれに設置されたゲージセンサの相対変位を基に、地震時のボイラ１上部の火炉―ケージ部間の距離ＩＵ、及び地震時のボイラ１下部の火炉―ケージ部間の距離ＩＤを求める。そして、ボイラ損傷度推定装置３００は右側面視におけるボイラ１の形状を求める。
　損傷度推定処理の後（Ｓ１０７）、又は周辺状況に異常があるという通知をボイラ損傷度推定装置３００が受信した場合（Ｓ１０５：ＮＯ）、ボイラ損傷度推定装置３００は、中央操作室のオペレーションが続行可能であるかを示す基準（運転継続可否基準）を充足しているか判断する（Ｓ１０８）。このステップの判断は、ボイラ損傷度推定装置３００が、ボイラ１の運転データを取得しているときはボイラ損傷度推定装置３００が自ら行ってもよい。また、ボイラ損傷度推定装置３００はセンサデータや震度データなどのセンサデータを除く地震データを取得するだけにとどめ、運転継続可否基準の充足は発電事業者が行ってもよい。一方、ボイラ損傷度推定装置３００が、ボイラ１の運転データを取得していないときは、運転継続可否基準を充足しているかのチェック項目情報を、発電事業者端末４１０、中央操作室端末４２０に送信し、その結果を受領することで判断を行う。結果を受領できない場合は、ステップＳ１０８ではチェック項目情報の提供を行い、ステップＳ１１４へスキップする。
　更に、ステップＳ１０５でボイラ１の周辺状況を目視点検するが、目視点検だけでなく、遠隔でもボイラの損傷度合いや例えば定点カメラの画像から周辺状況を把握する。
　ボイラ損傷度推定装置３００が、運転継続可否基準を充足していないと判断すると（Ｓ１０８：ＮＯ）、ボイラ１を緊急停止させる提案を中央操作室端末４２０に対して送信する（Ｓ１０９）。
　ボイラ損傷度推定装置３００が、運転継続可否基準を充足していると判断すると（Ｓ１０８：ＹＥＳ）、ボイラ１を計画停止させる提案を中央操作室端末４２０に対して送信する（Ｓ１１０）。
　ボイラ１が緊急停止（Ｓ１０９）、計画停止（Ｓ１１０）した後、ボイラ１の点検を実施し（Ｓ１１１）、必要に応じて補修（耐震補強を含む）を行い（Ｓ１１２）、ボイラ１の運転を再開する（Ｓ１１３）。
　ボイラ１のモニタリング処理を継続する場合は（Ｓ１１４：ＹＥＳ）、ステップＳ１０１へと戻り、処理を繰り返す。
　ボイラ１のモニタリング処理を終了する場合は（Ｓ１１４：ＮＯ）、一連の処理を終了する。
　本実施形態によれば、ボイラ地震動モニタリング計測結果と、事前に設定した警告閾値との比較により、ボイラ損傷度合いの定量評価が可能となる。
　また、ボイラ地震動モニタリング計測結果を時系列方向に累積データとして加算・蓄積し、その結果を用いてボイラの損傷度を推定する事により、余寿命診断にも応用でき、ボイラ１の累積損傷度合を定量評価することも可能である。
　更に、クラウドを活用してボイラ損傷度推定システムを実現することにより、遠隔且つリアルタイムでボイラ１の損傷度の推定が可能となる。これにより、甚大災害時危険を冒して現場に駆け付けることなく、損傷の程度を遠隔で把握することができる。
　上記実施形態は本発明の一実施形態を表したにすぎず、本発明の趣旨を逸脱しない様々な変更態様は、本発明の技術的範囲に含まれる。
　例えば、図７のステップ１０４において全てのセンサデータが示す相対変位が警告閾値未満であるかの判定処理において、上記の説明では各センサデータの相対変位と警告閾値とを比較したが、全てのセンサデータが示す相対変位の最大値を求め、その最大値と警告閾値とを比較してもよい。
　また、警告閾値は、火炉２及びケージ部４の位置、例えば高さが低いほど大きな値を用いてもよい。
１　　　　　：ボイラ
２　　　　　：火炉
３　　　　　：副側壁部
４　　　　　：ケージ部
１０　　　　：ボイラユニット
１１　　　　：ＲＴＣ
１２　　　　：データ収集装置
１２ｂ　　　：鉄骨柱
１２ｆ　　　：鉄骨柱
１３　　　　：通信装置
１３ｂ　　　：サイスミックタイ
１３ｆ　　　：サイスミックタイ
２０　　　　：バーナ
２１　　　　：火炉前壁
２２　　　　：火炉後壁
２２ａ　　　：ノーズ
２３　　　　：火炉側壁
２４　　　　：火炉天井壁
２５ｂ　　　：後側バックステー
２５ｆ　　　：前側バックステー
３３　　　　：側壁
３４　　　　：天井壁
３５　　　　：底壁
４１　　　　：ケージ前壁
４２　　　　：ケージ後壁
４３　　　　：ケージ側壁
４４　　　　：ケージ天井壁
１００　　　：ボイラ損傷度推定システム
１０１Ａ１　：ゲージセンサ
１０１Ａ２　：ゲージセンサ
１０１Ａ３　：ゲージセンサ
２００　　　：クラウドサーバ
２１０　　　：外部通信装置
３００　　　：ボイラ損傷度推定装置
３０１　　　：プロセッサ
３０５　　　：入力Ｉ／Ｆ
３０６　　　：出力Ｉ／Ｆ
３０７　　　：通信Ｉ／Ｆ
３０８　　　：バス
３１１　　　：入力装置
３１２　　　：ディスプレイ
３５０　　　：受信部
３５２　　　：ＲＴＣ
３５４　　　：センサデータ記憶部
３５６　　　：損傷度推定部
３５８　　　：運転継続可否基準情報出力部
３６０　　　：送信部
４００　　　：ボイラメーカ
４１０　　　：発電事業者端末
４２０　　　：中央操作室端末
　

Claims (8)

  1. 　火炉及び前記火炉の後部にケージ部を備えたボイラの地震動による損傷度を推定するボイラ損傷度推定システムであって、
    　前記火炉における前記ケージ部に対向する火炉後壁及び前記ケージ部における前記火炉後壁に対向するケージ前壁の相対変位を検出し、センサデータを出力する相対変位検出センサと、
    　前記センサデータに基づいて、ボイラの損傷度を推定するボイラ損傷度推定装置と、を備え、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、時系列に沿って前記センサデータを取得し、前記ボイラの前記相対変位の時系列変化を基に、前記ボイラの損傷の進行過程及び前記火炉及び前記ケージ部の形状変化量を解析し、解析結果を出力する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  2. 　請求項１に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記相対変位検出センサから前記センサデータを収集し、クラウドサーバに送信するデータ収集装置を更に備え、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記クラウドサーバから前記センサデータを取得する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  3. 　請求項２に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記ボイラを用いて発電事業を行う発電事業者端末、又は前記ボイラが設置された発電所の中央操作室端末の少なくとも一つに通信接続され、
    　前記解析結果を前記発電事業者端末又は前記中央操作室端末に送信する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  4. 　請求項３に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記相対変位が予め定めた警告閾値以上であると判断すると、前記発電所の運転を継続できるかの判断基準となるチェック項目を示す情報を前記発電事業者端末又は前記中央操作室端末に送信する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  5. 　請求項４に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記チェック項目が複数ある場合、前記ボイラの形状変化量が大きい部位に関連する前記チェック項目から優先順位を付けて前記発電事業者端末又は前記中央操作室端末に送信する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  6. 　請求項１に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記火炉後壁は、軸方向を上下方向と平行に配置した複数の伝熱管を左右方向に並べて構成され、これら複数の伝熱管を繋いで左右方向に延在する前側バックステーを備え、
    　前記ケージ前壁は、軸方向を上下方向と平行に配置した複数の伝熱管を左右方向に並べて構成され、これら複数の伝熱管を繋いで左右方向に延在する後側バックステーを備え、
    　前記前側バックステー又は前記後側バックステーには、当該前側バックステー又は前記後側バックステーの延在方向に沿って複数の相対変位検出センサが配置され、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記延在方向の両端部の相対変位を基に、前記火炉及び前記ケージ部の水平断面における形状変化を解析する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  7. 　請求項６に記載のボイラ損傷度推定システムにおいて、
    　前記火炉後壁は、異なる高さ位置に備えられた複数段の前記前側バックステーを備え、
    　前記ケージ前壁は、異なる高さ位置に備えられた複数段の前記後側バックステーを備え、
    　前記前側バックステーの各段又は前記後側バックステーの各段には、複数の相対変位検出センサが配置され、
    　前記ボイラ損傷度推定装置は、前記前側バックステー又は前記後側バックステーの上部及び下部の相対変位を基に、前記火炉及び前記ケージ部の上下方向に沿った面における形状変化量を解析する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定システム。
  8. 　火炉及び前記火炉の後部にケージ部を備えたボイラの地震動による損傷度を推定するボイラ損傷度推定装置であって、
    　前記火炉における前記ケージ部に対向する火炉後壁及び前記ケージ部における前記火炉後壁に対向するケージ前壁の相対変位を検出して出力されたセンサデータを、クラウドサーバから受信する受信部と、
    　前記センサデータに基づいて、前記ボイラの損傷度を推定する損傷度推定部と、を備え、
    　前記損傷度推定部は、取得した前記センサデータを基に、前記ボイラの前記相対変位の時系列変化を演算し、前記ボイラの損傷の進行過程及び前記火炉後壁及び前記ケージ部の形状変化量を解析し、解析結果を出力する、
    　ことを特徴とするボイラ損傷度推定装置。
    　
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