JPS5862403A - Diagnostic device for abnormality of plant - Google Patents

Abstract

(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。(57) [Summary] This bulletin contains application data before electronic filing, so abstract data is not recorded.

Description

【発明の詳細な説明】 本発明は、発電プラントなどのように熱サイクルが構成
されるプラントの機器の異常を早期に検出し、診断する
プラントの異常診断装置に関する。DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION The present invention relates to a plant abnormality diagnosing device that detects and diagnoses abnormalities in equipment of a plant such as a power generation plant that has a thermal cycle at an early stage.

以下、本発明を火力発電プラントを例として説明する。Hereinafter, the present invention will be explained using a thermal power plant as an example.

従来装置では、火力発電プラントのタービン。Conventional equipment is turbines in thermal power plants.

ボイラ、発電機、その他各種補機について、温度。Temperature of boilers, generators, and other auxiliary equipment.

圧力、流量、水位、電圧、電流などのプラント状態量が
これらに許容される制限値内にあるか否かが常時監視さ
れ、これらのプラント状態量が制限値を逸脱したとき、
その旨の警報がただちに発せられて異常が予告されるが
、この警報制限値は上記機器の損傷を防止することを目
的として設定されているため、制限値そのものにかなり
の余裕がとられ、このため警報が発せられた場合であっ
ても機器が必ずしも異常とは限らない。Whether plant state variables such as pressure, flow rate, water level, voltage, and current are within permissible limit values is constantly monitored, and when these plant state variables deviate from the limit values,
An alarm will be issued immediately to notify you of the abnormality, but since this alarm limit value is set for the purpose of preventing damage to the above equipment, a considerable margin is taken into the limit value itself, and this alarm limit value is set to prevent damage to the above equipment. Therefore, even if an alarm is issued, it does not necessarily mean that the equipment is abnormal.

このように、従来装置では、警報監視が異常状態となる
おそれが生じたときに行なわれたため、正確に機器の異
常を検知することが困難であシ、また上記異常の原因分
析を行なう機能に欠けていたので、正確な異常内容を押
押することが不可能であシ、このため、誤ったプラント
操作が行なわれるおそれがあった。In this way, with conventional devices, alarm monitoring was performed when there was a risk of an abnormal state, making it difficult to accurately detect equipment abnormalities, and the ability to analyze the causes of the abnormalities described above was difficult. Because of the lack of information, it was impossible to pinpoint the exact nature of the abnormality, which could lead to incorrect plant operation.

特に、従来では、蒸気発生装置（以下ボイラという）に
ついては、ボイラチューブメタルの温度上昇に関しての
警報が用意されているのみであり、ボイラチューブの漏
えいや伝熱面の汚染による性能劣化などについての監視
が行なわれていなかった。このため従来では、ボイラチ
ューブに対する監視が十分に行なわれていなかった。In particular, in the past, for steam generators (hereinafter referred to as boilers), warnings were only provided for temperature rises in the boiler tube metal, and warnings were not provided for performance deterioration due to boiler tube leaks or contamination of heat transfer surfaces. There was no monitoring. For this reason, boiler tubes have not been sufficiently monitored in the past.

本発明は上記従来の課題に鑑みてなされたものであシ、
その目的は、ボイラチューブに対する監視が十分に行な
え、誤ったプラント操作が行なわれることが々いプラン
トの異常診断装置を提供することにある。The present invention has been made in view of the above-mentioned conventional problems.
The purpose is to provide an abnormality diagnosis device for a plant that can sufficiently monitor boiler tubes and where incorrect plant operations are often performed.

上記目的を達成するために、本発明は、熱力学の第２法
則に従い、蒸気発生装置内の熱交換部出入口のエントロ
ピをもとにその熱交換の際における無効エネルギを求め
、該無効エネルギの変化量若しくは変化速度によりチュ
ーブ漏えいの有無を判定するプラントの異常診断装置に
おいて、蒸気発生装置各部の状態量を検出する検出器の
誤差、蒸気発生装置の性能劣化などに基づく誤検出をエ
ネルギバランス、質量バランス及びエントロピバランス
の相互関係に基づいて判定することを特徴とする。In order to achieve the above object, the present invention calculates the reactive energy during heat exchange based on the entropy of the entrance and exit of the heat exchange section in the steam generator according to the second law of thermodynamics, and calculates the reactive energy. In a plant abnormality diagnosis device that determines the presence or absence of tube leakage based on the amount of change or rate of change, energy balance, It is characterized in that the determination is made based on the correlation between mass balance and entropy balance.

以下図面に基づいて本発明の好適な実施例を説明する。Preferred embodiments of the present invention will be described below based on the drawings.

第１図には本発明装置が用いられる火力発電プラントの
スケルトン図が示されている。第１図において、ボイラ
１で発生した蒸気は主蒸気管１８を介して高圧タービン
２に供給され、ここで蒸気のエネルギの一部が発電機４
を駆動するだめの回転機械エネルギに変換される。高圧
タービン２に仕事を与えた蒸気は低温再熱蒸気管１９を
介して再熱器１６に供給されて再び加熱され、高温再熱
蒸気管２０を介して再熱タービン３に供給され、再び発
電機４を駆動する。再熱タービン３に仕４■を与えた蒸
気は排気されて復水器５に供給され、復水器５で海水な
どの冷却水によって冷却されて復水とされる。この復水
は復水ポンプ６によシポンプアップされ、復水交換器７
、空気抽出器８およびグランドコンデンザ９の各熱交換
器により熱回収される。そしてこの復水は低圧給水加熱
器１０、脱気器１１で加熱され、ボイラ給水ポンプ１２
で昇圧される。ボイラ給水ポンプ１２の給水は高圧給水
加熱器１３に供給されて更に温度が上げられ、主給水管
２１を介してボイラ１に供給される。FIG. 1 shows a skeleton diagram of a thermal power plant in which the device of the present invention is used. In FIG. 1, steam generated in a boiler 1 is supplied to a high-pressure turbine 2 via a main steam pipe 18, where a part of the energy of the steam is transferred to a generator 4.
is converted into rotary mechanical energy that drives the rotor. The steam that has given work to the high-pressure turbine 2 is supplied to the reheater 16 via the low-temperature reheat steam pipe 19 and heated again, and then supplied to the reheat turbine 3 via the high-temperature reheat steam pipe 20 to generate power again. Drive machine 4. The steam that has given the reheat turbine 3 a discharge is exhausted and supplied to the condenser 5, where it is cooled by cooling water such as seawater and becomes condensed water. This condensate is pumped up by a condensate pump 6, and is pumped up by a condensate exchanger 7.
, an air extractor 8, and a ground condenser 9, each heat exchanger recovers heat. This condensate is then heated by a low-pressure feed water heater 10 and a deaerator 11, and is heated by a boiler feed water pump 12.
The pressure is boosted by Feed water from the boiler feed water pump 12 is supplied to a high pressure feed water heater 13 to further raise its temperature, and is then supplied to the boiler 1 via a main water supply pipe 21.

上記の高圧給水加熱器１３、脱気器１１、低圧給水加熱
器１０はいずれもタービン２．３の抽気によシ加熱され
る。またボイラ１は燃料調節弁１７でコントロールされ
た燃料が支えられている燃料バーナ１４により蒸気を発
生させることができる。すなわち、給水はこの燃料バー
ナ１４の燃焼による輻射熱で蒸気となシ、過熱器１５で
過熱されタービン２に送られる。The high-pressure feedwater heater 13, deaerator 11, and low-pressure feedwater heater 10 described above are all heated by the bleed air from the turbine 2.3. Further, the boiler 1 can generate steam by means of a fuel burner 14 supported by fuel controlled by a fuel control valve 17. That is, the feed water is turned into steam by the radiant heat generated by combustion in the fuel burner 14, superheated in the superheater 15, and sent to the turbine 2.

本発明装置が用いられる火力発電プラントの概要は以上
の通りであるが、本実施例の説明を詳細に行なうために
、更に具体的なプラントの例をここでとシあげる。The outline of the thermal power plant in which the device of the present invention is used is as described above, but in order to explain the present embodiment in detail, a more specific example of the plant will be given here.

第２図には５００ＭＷの火力発電プラントが示されてお
り、同図にはボイラ、タービン、その他補機等の各部に
おける正常状態での温度、圧力。Figure 2 shows a 500 MW thermal power plant, and the figure shows the temperature and pressure of the boiler, turbine, and other auxiliary equipment under normal conditions.

流量が示されている。そして、同図において、流量はＫ
ｇ／ｌ−１１圧力はＫｑ／Ｃｍ２．温度はＣ、エントロ
ピはＫ　ｃａｔ　／　Ｋｙの単位であって、それぞれＧ
、Ｐ。Flow rates are shown. In the same figure, the flow rate is K
g/l-11 pressure is Kq/Cm2. Temperature is in C, entropy is in K cat / Ky, and G
,P.

０、Ｈにて示されている。It is indicated by 0 and H.

また、同図において、４０．４１はそれぞれ中圧、低圧
タービン、４２は給水ポンプ用タービン、４３は重油加
熱器、４４はＳ−Ｓ・Ｉｔ、、４５は空気予熱器、４６
はドレンクーラ、４７はドレンポンプ、４８はブースタ
ポンプである。In addition, in the same figure, 40, 41 are medium pressure and low pressure turbines, 42 is a water pump turbine, 43 is a heavy oil heater, 44 is S-S・It, 45 is an air preheater, 46
is a drain cooler, 47 is a drain pump, and 48 is a booster pump.

なお、第２図で示されている各状態量は容易に計測され
るものであって、異常診断装置の情報量となり得るもの
である。Note that each state quantity shown in FIG. 2 is easily measured and can serve as the amount of information for the abnormality diagnosis device.

以下、本発明の実施例装置を上記第２図の熱平衡線図に
示されたボイラ１について説明する。第３図は第２図の
ボイラ１まわり（流体側）の状態量を示したものであシ
、ボイラ１人口の給水１００の圧力は２８２．２ａＬａ
、温度は２８５．２１：であり、この給水１００のエン
タルピを蒸気表から求めると２９９．９　Ｋｃ１１ｔ／
Ｋｆとなる。ボイラ１出口の主蒸気２００の圧力は２５
４．９ａｆａ、温度は５４３．０ｔＺ’であり、この蒸
気２００のエンタルピを蒸気表から求めると７９１．６
　Ｋ　ａｄ−／　Ｋｑとなる。Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described with reference to the boiler 1 shown in the thermal balance diagram of FIG. 2 above. Figure 3 shows the state quantities around boiler 1 (fluid side) in Figure 2, and the pressure of the water supply 100 for boiler 1 population is 282.2aLa.
, the temperature is 285.21:, and the enthalpy of this 100 liters of water is found from the steam table to be 299.9 Kc11t/
It becomes Kf. The pressure of main steam 200 at the boiler 1 outlet is 25
4.9 afa, the temperature is 543.0 tZ', and the enthalpy of this steam 200 is found from the steam table to be 791.6.
It becomes K ad-/Kq.

ボイラ１の再熱器１６の入口蒸気３００は高圧タービン
２排気のもどりであるため、高圧タービン２排気条件に
左右され、圧力は４４．６ａｔａ、温度は３０１．１ｔ
：であり、この蒸気３００のエンタルピを蒸気表から求
めると７０５．１　Ｋ３（Ｉｔ／に９となる。Since the inlet steam 300 of the reheater 16 of the boiler 1 is the return of the high-pressure turbine 2 exhaust, it depends on the high-pressure turbine 2 exhaust conditions, and the pressure is 44.6 ata and the temperature is 301.1 t.
:, and the enthalpy of this steam 300 is found from the steam table to be 705.1 K3 (9 in It/).

そして、再熱器１６出ロ蒸気４００は再熱器１６での流
量抵抗を受けるため、圧力は４２．８ａｔａ。Since the steam 400 exiting the reheater 16 is subjected to flow resistance in the reheater 16, the pressure is 42.8 ata.

温度は５４１．Ｏｒであり、この蒸気４００のエンタル
ピを蒸気表から求めると８４４．６　Ｋｒｎ１　／　Ｋ
ｇとなる。The temperature is 541. Or, and the enthalpy of this steam 400 is calculated from the steam table as 844.6 Krn1/K
g.

また、ボイラ１の過熱器１５を通る主蒸気２００流量は
１６０４６５５に９／Ｈ１また、そして再熱器１６を通
る再熱蒸気４００流量は１２８３５７６Ｋｇ／Ｈである
。Further, the main steam 200 flow rate passing through the superheater 15 of the boiler 1 is 16046559/H1, and the reheating steam 400 flow rate passing through the reheater 16 is 1283576 Kg/H.

このような第３図のボイラ１について計測された圧力、
温度から蒸気表によりエンタルピが容易に求められるの
で、別に計測された主蒸気流量（給水流量からフローバ
ランスにより計算して求めることもできる）及びフロー
バランス計算から求められた再熱蒸気流量から容易にボ
イラ１での発生熱量を次式によシ求めることができる。The pressure measured for such boiler 1 in FIG. 3,
Since the enthalpy can be easily determined from the steam table from the temperature, it can be easily determined from the separately measured main steam flow rate (which can also be calculated by flow balance from the feed water flow rate) and the reheat steam flow rate determined from the flow balance calculation. The amount of heat generated in the boiler 1 can be calculated using the following equation.

ボイラの発生熱量−主蒸気流量×（主蒸気エンタルピー
給水エンタルピ）十再熱蒸気流量×（再熱器出口蒸気エ
ンタルピー再熱器入口蒸気エンタルピ）　＝　１６０４
−６５５Ｘ　（７９１，，６−２９９，９）＋１２８３
５７６Ｘ　（８４４，６−７０５，１）＝９６８０６７
７１５．５１（ｃｔｔｔ　／　Ｈ・・・・・・・・・（
］）熱力学の第２法則、すなわち、一つの熱源からの熱
を温度の降下を生ずるととなく、まだ他になんら変化を
及ぼすことなく継続して仕事に変換する運動は不可能で
あるという法則は、別の見方をすれば、他になんらの変
化を及ぼすことなく熱交換を行なうことは不可能である
ということとなる。Amount of heat generated by the boiler - Main steam flow rate x (Main steam enthalpy Feed water enthalpy) + Reheat steam flow rate x (Reheater outlet steam enthalpy Reheater inlet steam enthalpy) = 1604
-655X (791,,6-299,9)+1283
576X (844,6-705,1)=968067
715.51(cttt/H・・・・・・・・・(
]) The second law of thermodynamics states that it is impossible for motion to continuously convert heat from a heat source into work without causing a decrease in temperature and yet without causing any other change. Another way of looking at the law is that it is impossible to exchange heat without causing any other changes.

このような見方からして、第３図において計測された、
圧力、温度からエントロピ（Ｋ　ｃａｔ　／　Ｋｑと−
Ｋ）を蒸気表にて求められたものが第４図に示されてい
る。ここで、上記法則から第４図におけるボイラ１の熱
交換においてもエネルギ損失なく熱交換を行なうことが
できないことになる。From this perspective, the values measured in Figure 3,
From pressure and temperature to entropy (K cat / Kq and -
K) determined from the steam table is shown in FIG. Here, from the above-mentioned law, even in the heat exchange of the boiler 1 shown in FIG. 4, heat exchange cannot be performed without energy loss.

ボイラ１の伝熱面で行なわれる熱交換でのエネルギ損失
（無効エネルギ）は次式で求めることができる。Energy loss (reactive energy) due to heat exchange performed on the heat transfer surface of the boiler 1 can be calculated using the following equation.

エネルギ損失（無効エネルギ） （Ｋｍ／ｋＷＨ）　　　　　　　　　　・・・・・・・
・・（２）ここで、Ｇ：流量（Ｋり／Ｈ） Ｔ：流体のエントロピ（ＫＱｆ／Ｋｇ’Ｋ　）ＫＷ：発
電機出力（ｋＷＨ） ｔｏ：ベースとなる温度（第２図では ３３．１ｔＺ’）（ｔｌ’） サフィックスｉ：ボイラ伝熱面の数 ２：出ロ側 １：入口側 上記（２）式に基づいて第４図におけるボイラ１での熱
交換によるエネルギ損失（無効エネルギΔＱ）は以下の
ように求めることができる。Energy loss (reactive energy) (Km/kWH) ・・・・・・・・・
...(2) Here, G: Flow rate (Kri/H) T: Fluid entropy (KQf/Kg'K) KW: Generator output (kWH) to: Base temperature (33. 1tZ') (tl') Suffix i: Number of boiler heat transfer surfaces 2: Output side 1: Inlet side Based on the above equation (2), the energy loss (reactive energy ΔQ ) can be calculated as follows.

ΔＱ＝（１６０４６５５Ｘ（１，４６９５−０，７２８
８）＋１２８３５７６Ｘ（１，７１５９−１，５０７２
））このようにして求められたエネルギ損失ΔＱ＝８９
２．１　（１（ｙ／ｋＷ　ＩＩ　）はボイラ１が正常な
状態であっても熱交換動作において発生する損失エネル
ギと等しくなる。ΔQ=(1604655X(1,4695-0,728
8) +1283576X (1,7159-1,5072
)) Energy loss ΔQ obtained in this way = 89
2.1 (1(y/kW II)) is equal to the loss energy that occurs during heat exchange operation even when the boiler 1 is in a normal state.

ところで、第３図の示すボイラ１は実際にはいくつかの
伝熱面を有している。第５図には実際のボイラ１の構成
が示され、ボイラ１に供給される給水１００は節炭器２
２でボイラ１の排ガスと熱交換され、次いでウォータウ
オール２３で燃料の燃焼輻射熱を受けて蒸気とされる。By the way, the boiler 1 shown in FIG. 3 actually has several heat transfer surfaces. FIG. 5 shows the actual configuration of the boiler 1, and the water supply 100 supplied to the boiler 1 is
At step 2, heat is exchanged with the exhaust gas of the boiler 1, and then at the water wall 23, the fuel receives combustion radiant heat and is turned into steam.

そしてその蒸気は過熱器１５ａで過熱蒸気とされ、さら
に過熱器１５ｂで所定の温度まで過熱され蒸気２００と
される。尚減温器２５はボイラ１出口の主蒸気２００温
度が所定の温度にコントロールするだめのもので、一種
の温度調整器であり、その減温水は節炭器２２の入口給
水１００が用いられている。Then, the steam is made into superheated steam in a superheater 15a, and further superheated to a predetermined temperature in a superheater 15b to become steam 200. The desuperheater 25 is used to control the temperature of the main steam 200 at the outlet of the boiler 1 to a predetermined temperature, and is a kind of temperature regulator. There is.

第６図には第５図ボイラ１が正常状態であるときの流体
の圧力、温度の特性が示されており、同図において、流
体の圧力、温度からエントロピを蒸気表から求め、これ
から各伝熱面におけるエネルギ損失（ΔＱｎ）がΔＱＮ
Ｉ〜ΔＱＮｉとして示されている。同、ここでエネルギ
損失ΔＱＮは前述の（２）式から計算の結果求められて
いる。Figure 6 shows the characteristics of fluid pressure and temperature when the boiler 1 in Figure 5 is in a normal state. The energy loss (ΔQn) on the thermal surface is ΔQN
It is shown as I~ΔQNi. Similarly, here, the energy loss ΔQN is obtained as a result of calculation from the above-mentioned equation (2).

ここでボイラ１の過熱器１５ａのチューブに穴が生じて
その炉内に蒸気が噴出する漏えい事故が発生した場合を
考える。この場合、ボイラ１内部の各伝熱面の出入口に
おける正常状態に対するこの異常状態の温度特性が第７
図に示されている。Let us now consider a case where a leakage accident occurs in which a hole is formed in the tube of the superheater 15a of the boiler 1 and steam is spouted into the furnace. In this case, the temperature characteristics of this abnormal state with respect to the normal state at the entrance and exit of each heat transfer surface inside the boiler 1 are the seventh
As shown in the figure.

第７図は過熱器１５ａからａｏｏｏｏＫｐ／Ｈの蒸気漏
えい事故が発生した場合についての様子を示したもので
あり、ボイラ１の入熱（燃料の有するエネルギ）がほぼ
一定である（発電機４の出力が一定であると考えられる
ため）ことから、過熱器１５ａの上流側の流体は漏えい
蒸気相当量（３００００Ｋｇ／Ｉ（）分だけ多くなり、
流体の圧力。Figure 7 shows the situation when a steam leakage accident of aoooKp/H occurs from the superheater 15a, and the heat input to the boiler 1 (the energy possessed by the fuel) is almost constant (the energy of the generator 4). Since the output is considered to be constant), the fluid on the upstream side of the superheater 15a increases by the amount equivalent to the leaked steam (30,000 Kg/I(),
Fluid pressure.

温度が変化する。Temperature changes.

このときの状態量と各伝熱面でのエネルギ損失（ΔＱＬ
）が第７図に示され、第７図において、蒸気漏えい分３
００００Ｋｇ／■］のエネルギ損失ΔＱＨ，３０は、 （１１） ΔＱＬ３０−漏えい蒸気流量×蒸気エントロビキ　５　
１．　　Ｉ　　Ｊ（ａｔｅ／ｋＷ　Ｈ−−−（４）と々
る。伺、その他のエネルギ損失の計算は前述の（２）式
によって求められている。At this time, the state quantity and energy loss on each heat transfer surface (ΔQL
) is shown in Fig. 7, and in Fig. 7, the steam leakage 3
0000Kg/■] energy loss ΔQH,30 is (11) ΔQL30 - leakage steam flow rate x steam entropy 5
1. I J (ate/kW H---(4) Totoru.Other calculations of energy loss are obtained by the above-mentioned equation (2).

しかし上記漏えいは実際には計測することができないの
で、その実際の漏えい量が３００００に９／）Ｔあって
もこれが全て主蒸気流量として流出したものと考えられ
、とのような状態での各伝熱面におけるエネルギ損失は
第８図に示されたようになる。However, since the above leakage cannot actually be measured, even if the actual leakage amount is 30,000 to 9/)T, it is assumed that all of this leaked out as the main steam flow rate. The energy loss on the heat transfer surface is as shown in FIG.

そこで第８図のエネルギ損失を第６図の正常状態のもの
とそれぞれ比較すると、以下のようになる。Comparing the energy losses shown in FIG. 8 with those in the normal state shown in FIG. 6, the results are as follows.

（１２） このように、ΔＱ　Ｌｓ’とΔＱＬ４′　のエネルギ損
失が全エネルギ損失の変化に比べて大きく変化している
ことが理解される。すなわち、ΔＱＬ３’が大きく変化
していることから過熱器１５ａに損失が発生しており、
まだΔＱＬ４′が減少方向に変化していることは減温器
２５を通過する蒸気流量を実際のものより多く見込んだ
ことを表わしている。このことから過熱器１５ａで蒸気
漏えいが発生したことを容易に検知できる。(12) Thus, it is understood that the energy losses of ΔQ Ls' and ΔQL4' change significantly compared to the change of the total energy loss. In other words, since ΔQL3' has changed significantly, a loss has occurred in the superheater 15a,
The fact that ΔQL4' is still changing in the decreasing direction indicates that the steam flow rate passing through the attemperator 25 is estimated to be larger than the actual flow rate. From this, it is possible to easily detect that steam leakage has occurred in the superheater 15a.

また減温機２５まわシのエネルギ損失・が現実にはあり
得ない現象（蒸気漏えい発生にもかかわら（１３） ずエネルギ損失が減少している）となっているのはあき
らかに主蒸気流量が実際よりも多い（別に減温水量が少
なく計測した場合もこのような結果になるが、計測誤差
からしてこちらの方の影響は少ない）とみただめである
。そこで、主蒸気流量がどれだけ多く見込まれていたか
をこの現象から逆算してみると以下のようになる。Furthermore, the energy loss caused by 25 turns of the desuperheater is a phenomenon that cannot occur in reality (despite the occurrence of steam leakage (13), the energy loss is reduced) because the main steam flow rate is It is no use assuming that the amount is higher than it actually is (this kind of result would also be obtained if the amount of deheated water was measured to be small, but considering the measurement error, this would have less of an effect). Therefore, if we calculate back from this phenomenon how much the main steam flow rate was expected to be, we get the following.

（（１５７０４６９−Ｘ）Ｘ（１，３１，０５−１，，
３３３２）＋６４１８６Ｘ（１，３１０５−０，７２８
８）ＩＸ（多く見込んだ流量）中３３５５１　（Ｋｙ／
ＴＩ）このとき、求められたＸはほぼ蒸気漏えい量に相
当している。((1570469-X)X(1,31,05-1,,
3332)+64186X(1,3105-0,728
8) 33551 (Ky/
TI) At this time, the obtained X approximately corresponds to the amount of steam leakage.

以上の説明からあきらかなように、前述（２）式より求
められたエネルギ損失（ΔＱ、、、　）　　と正常値の
それ（ΔＱＮ１）　　とを比較し、その偏差量によりボ
イラ１内部からの蒸気あるいは給水の漏えいの有無を判
定することができる。As is clear from the above explanation, the energy loss (ΔQ, , , ) obtained from equation (2) above is compared with that of the normal value (ΔQN1), and depending on the amount of deviation, it is possible to determine whether steam or It is possible to determine whether there is a leak in the water supply.

以下本実施例で行なわれるこの判定の様子を第ｒ１Ａ） ９図、第１Ｏ図に基づいて説明する。Below, the state of this determination performed in this example will be explained in section r1A) This will be explained based on FIG. 9 and FIG. 1O.

第９図はボイラ１の各伝熱面でのエネルギ損失（前述（
２）式から求められたもの）の区分を示しており、ここ
で求められたΔＱＬ＋を基に第１０図に示される診断ア
ルゴリズムにより正常時のΔＱＮｉとの偏差で前記漏え
いの発生が検出される。すなわち、第１０図において、
ボイラ１伝熱面部の各ゾーンで正常時のエネルギ損失（
ΔＱＮＩ）と現時点で求められたエネルギ損失（ΔＱＬ
、）との偏差の割合（ａ／ｌ））が求められ、これがボ
イラ１のトータルのエネルギ損失偏差割合に対して大き
く変化しているかがチェックされ、大きく変化している
場合に漏えいが発生したという判定が行なわれる。Figure 9 shows the energy loss (as mentioned above) on each heat transfer surface of boiler 1.
2) (obtained from the formula), and based on the ΔQL+ obtained here, the occurrence of the leakage is detected by the diagnostic algorithm shown in FIG. 10 based on the deviation from the normal ΔQNi. . That is, in FIG.
Normal energy loss in each zone of boiler 1 heat transfer surface (
ΔQNI) and the currently determined energy loss (ΔQL
The ratio of deviation (a/l)) from , A determination is made.

この様にボイラ１のトータルのエネルギ損失偏差割合と
の比較を行なったのは、ボイラ１の汚れ、性能劣化の影
響を取り除くだめであり、各ゾーンでの偏差割合により
診断を行なったのは検出器の誤差の影響を取り除くだめ
である。同、第１０図における正常時のエネルギ損失を
求める信号発生器２８は第１１図に示すような特性を有
している。The reason why we compared the total energy loss deviation ratio of boiler 1 in this way was to eliminate the effects of contamination and performance deterioration in boiler 1. Diagnosis was performed based on the deviation ratio in each zone. This is to eliminate the influence of instrument errors. Similarly, the signal generator 28 for determining the energy loss during normal operation in FIG. 10 has characteristics as shown in FIG. 11.

（１５） ボイラＪでの蒸気、給水の漏えいは急速に拡大するので
、前述（２）式から求められたエネルギ損失と正常時の
それとの偏差割合が求められ、更にその偏差割合の変化
率が求められ、第１０図の漏えい検出ロジックで偏差割
合が変化率割合によれば、異常検出を早急に行なうこと
が可能となる。そして偏差割合を基にした診断結果と偏
差割合の変化率を基にした診断結果のいずれかが行なわ
れたときに検出を行ない、偏差割合を基とした診断結果
と偏差割合を基にした診断結果とが双方とも行なわれた
ときに検出を行なうことにより、それぞれ検出の早期化
と検出の確実化を図ることができる。(15) Since the leakage of steam and feed water from boiler J rapidly expands, the deviation ratio between the energy loss calculated from equation (2) above and that during normal operation is determined, and the rate of change of the deviation ratio is also calculated. If the deviation ratio is calculated based on the change rate ratio in the leakage detection logic shown in FIG. 10, it becomes possible to quickly detect an abnormality. Then, detection is performed when either the diagnosis result based on the deviation ratio or the diagnosis result based on the change rate of the deviation ratio is performed, and the diagnosis result based on the deviation ratio or the diagnosis result based on the deviation ratio is detected. By performing detection when both results are obtained, early detection and reliable detection can be achieved, respectively.

以上のようにしてボイラチューブの漏えいを検出するこ
とができるが、ボイラ１の各ゾーンでの流体の圧力、温
度又はここを流れる流体流量が正確に測定されなければ
正しい漏えいの検出を行なうことができない。Leakage in boiler tubes can be detected in the above manner, but leakage cannot be detected correctly unless the pressure and temperature of the fluid in each zone of boiler 1 or the flow rate of fluid flowing therein are accurately measured. Can not.

まず、上記圧力の計測であるが、第１２図における各ゾ
ーンでの圧力損失はそこを流れる流体の、流速とに次式
の関係がある。First, regarding the above-mentioned pressure measurement, the pressure loss in each zone in FIG. 12 has a relationship with the flow velocity of the fluid flowing therein as shown in the following equation.

（１６） ΔｐｉσＧｉ２　　　　　　　　　　・・・・・・・・
・（５）ここでΔＰ：圧力損失（ａ’ａ　） Ｇ：流量（Ｋり／■１） サフィックスｉはゾーンを示す。(16) ΔpiσGi2 ・・・・・・・・・
-(5) Here, ΔP: Pressure loss (a'a) G: Flow rate (Kri/■1) The suffix i indicates the zone.

したがって、各ゾーンでの圧力損失が上記関係にあるか
否かをチェックすることにより、それぞれの検出点での
圧力Ｐ、〜Ｐ、の診断を行なうことができる。この診断
アルゴリズムが第１３図に示されており、第１３図にお
いて、正常時の定格状態での給水流量ＧＮとそのときの
各ゾーンでの圧力損失ΔＰＮ〜ΔＰＮ４５を基に、現在
の給水流量ＧＬ及び各ゾーンでの圧力損失ΔＰＬ〜ΔＰ
Ｌ４５の比をとり、（Ｇ　ｒ、／Ｇ　Ｎ　）　２に一定
の許容値±γを考慮した許容幅を求め、これと各ゾーン
での圧力損失比（Δｐｒ、、／ΔＰＮ１・・・・・・）
を比較し、この圧力損失比が許容範囲外であるときにそ
のゾーンに関する圧力検出に異常があると判断する。こ
のように第１３図のアルゴリズムにより圧力検出が診断
される。Therefore, by checking whether the pressure loss in each zone is in the above relationship, it is possible to diagnose the pressure P, ~P, at each detection point. This diagnostic algorithm is shown in Fig. 13. In Fig. 13, the current water supply flow rate GL is calculated based on the water supply flow rate GN in the normal rated state and the pressure loss ΔPN to ΔPN45 in each zone at that time. and pressure loss ΔPL~ΔP in each zone
Take the ratio of L45, find the allowable width considering a certain allowable value ±γ for (G r, /G N )2, and calculate this and the pressure loss ratio in each zone (Δpr,, /ΔPN1...・)
When this pressure loss ratio is outside the allowable range, it is determined that there is an abnormality in the pressure detection for that zone. In this way, pressure detection is diagnosed using the algorithm shown in FIG.

次に流量の計測であるが、給水流量の計測に誤差がある
ときには上記圧力検出の異常診断に大きな影響を与え、
このだめ、複数の圧力検出の異常を誤診断することに々
る（流量、圧力バランス）。Next is the measurement of the flow rate.If there is an error in the measurement of the water supply flow rate, it will greatly affect the abnormality diagnosis of the pressure detection mentioned above.
As a result, multiple pressure detection abnormalities are often misdiagnosed (flow rate, pressure balance).

したがって、Ｐ１〜Ｐ６の圧力検出に２以上の異常が同
時に検出された場合は第１４図に示されるように給水流
量の検出に異常があると判断される。Therefore, if two or more abnormalities are simultaneously detected in the pressure detection of P1 to P6, it is determined that there is an abnormality in the detection of the water supply flow rate, as shown in FIG.

そして温度の計測であるが、これについてはエントロピ
バランスから異常が検出される。すなわち、第９図にお
いて、ボイラ１の各伝熱面でのエネルギ損失ΔＱＬＩを
基に、第１５図に示される第１２図における各点での流
体温度Ｔ１〜Ｔ６の検出異常を求めるものであり、正常
時のΔＱＮＩと実測エネルギ損失ΔＱＬＩとの偏差の割
合（ａ／ｂ）を求め、これがボイラ１の１・−タルのエ
ネルギ損失偏差割合に対し、各ゾーンのそれが大きく負
の方向に変化しているかをチェックし、大きく変化して
いる場合には温度検出に異常があると−う診断が行なわ
れる。このようにボイラ１のトータルのエネルギ損失偏
差割合との比較を行なったのは、ボイラ１の汚れや性能
劣化の影響を取り除くだめである。Regarding temperature measurement, anomalies are detected from the entropy balance. That is, based on the energy loss ΔQLI on each heat transfer surface of the boiler 1 in FIG. 9, the detection abnormality of the fluid temperature T1 to T6 at each point in FIG. 12 shown in FIG. 15 is determined. , the deviation ratio (a/b) between ΔQNI under normal conditions and the measured energy loss ΔQLI is calculated, and this shows that, compared to the energy loss deviation ratio of 1-tal of boiler 1, that of each zone changes significantly in the negative direction. If there is a large change, a diagnosis is made that there is an abnormality in temperature detection. The reason why the comparison with the total energy loss deviation ratio of the boiler 1 was performed in this way is to eliminate the influence of contamination of the boiler 1 and performance deterioration.

本実施例では、以上のようにして圧力、温度などの検出
の異常を診断し、この検出に問題が無いことを常に確認
しながら第１６図に示されたフローチャートに従ってボ
イラチューブ漏えいの診断が行なわれ、圧力検出、流量
検出、温度検出に異常がないかを常に監視し、ボイラチ
ューブ漏えいの診断を行なう。In this embodiment, abnormalities in detection of pressure, temperature, etc. are diagnosed as described above, and boiler tube leakage is diagnosed according to the flowchart shown in Fig. 16 while constantly confirming that there is no problem with this detection. In addition, the pressure detection, flow rate detection, and temperature detection are constantly monitored for abnormalities, and boiler tube leakage is diagnosed.

以上説明したように、本発明によれば、ボイラチューブ
に対する監視が十分に行なうことができ、誤ったプラン
ト操作を生じさせることがない。As described above, according to the present invention, the boiler tube can be sufficiently monitored and erroneous plant operations will not occur.

なお、本発明装置に電子計算機を用いることが好適であ
る。Note that it is preferable to use an electronic computer in the apparatus of the present invention.

【図面の簡単な説明】[Brief explanation of the drawing]

第１図は火力発電プラントの機能を示すスケルトン図、
第２図は火力プラントの熱平衡線図、第３図、第４図、
第６図、第７図及び第８図はボイラまわシの状態値を示
す状態線図、第５図、第９図及び第１２図はボイラ内部
の流れ図、第１０図（ａ）及び第１０図（ｂ）は診断ア
ルゴリズム図、第１１（１９） 図は信号発生器の特性図、第１３図は圧力検出の異常診
断アルゴリズム図、第１４図は流量検出の異常診断アル
ゴリズム図、第１５図（ａ）及び同図（１））は温度検
出の異常診断アルゴリズム図、第１６図はボイラ診断の
フローチャート図である。 １・・・ボイラ、１５・・・過熱器、１６・・・ｊｆｊ
熱器、２２・・・節炭器、２３・・・ウォータウオール
、２５・・・減温器、２８・・・信号発生機、２９・・
・加算器、３ｏ・・・割（２０） ￥５３　　図 Ｉｔ、０１Ｊ−６５５９か 第牛図 第　５　口 ００ １１ｓ３４−６ＳＳ　ｋ＃／ｙ 電　ｌＯ図 第　ｔｏ　　図Figure 1 is a skeleton diagram showing the functions of a thermal power plant.
Figure 2 is a thermal balance diagram of a thermal power plant, Figure 3, Figure 4,
Figures 6, 7, and 8 are status diagrams showing the status values of the boiler rotors; Figures 5, 9, and 12 are flowcharts inside the boiler; Figures 10 (a) and 10; Figure (b) is a diagram of the diagnostic algorithm, Figure 11 (19) is a characteristic diagram of the signal generator, Figure 13 is a diagram of the abnormality diagnosis algorithm for pressure detection, Figure 14 is a diagram of the abnormality diagnosis algorithm for flow rate detection, and Figure 15. (a) and (1) of the same figure are diagrams of an abnormality diagnosis algorithm for temperature detection, and FIG. 16 is a flowchart diagram of boiler diagnosis. 1...boiler, 15...superheater, 16...jfj
Heater, 22... Economizer, 23... Water wool, 25... Desuperheater, 28... Signal generator, 29...
・Adder, 3o...Divide (20) ¥53 Diagram It, 01J-6559 or No. Cow Diagram No. 5 00 11s34-6SS k#/y Electron lO Diagram No. to

Claims (1)

【特許請求の範囲】[Claims] １、熱力学の第２法則に従い、蒸気発生装置内の熱交換
部出入口のエントロピをもとにその熱交換の際における
無効エネルギを求め、該無効エネルギの変化量若しくは
変化速度によシ蒸気発生装置のチューブ漏えいの有無を
判定するプラントの異常診断装置において、蒸気発生装
置各部の状態量を検出する検出器の誤差、蒸気発生装置
の性能劣化などに基づく誤検出をエネルギバランス、質
量バランス及びエントロピバランスの相互関係に基づい
て判定することを特徴とするプラントの異常診断装置。1. According to the second law of thermodynamics, the reactive energy during heat exchange is determined based on the entropy of the entrance and exit of the heat exchange section in the steam generator, and steam is generated based on the amount or rate of change in the reactive energy. In plant abnormality diagnosis equipment that determines the presence or absence of equipment tube leakage, we use energy balance, mass balance, and entropy to detect false detections due to errors in the detector that detects the state quantities of each part of the steam generator, deterioration of steam generator performance, etc. A plant abnormality diagnosis device characterized by making a determination based on the mutual relationship of balance.