WO2021100760A1 - 情報処理装置 - Google Patents

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WO2021100760A1
WO2021100760A1 PCT/JP2020/043000 JP2020043000W WO2021100760A1 WO 2021100760 A1 WO2021100760 A1 WO 2021100760A1 JP 2020043000 W JP2020043000 W JP 2020043000W WO 2021100760 A1 WO2021100760 A1 WO 2021100760A1
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WO
WIPO (PCT)
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information processing
heat exchanger
heat
index
exhaust gas
Prior art date
Application number
PCT/JP2020/043000
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
浩隆 川部
太皓 早瀬
Original Assignee
株式会社Ihi
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社Ihi filed Critical 株式会社Ihi
Priority to JP2021558424A priority Critical patent/JPWO2021100760A1/ja
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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
    • F22B37/38—Determining or indicating operating conditions in steam boilers, e.g. monitoring direction or rate of water flow through water tubes

Definitions

  • the present disclosure relates to an information processing device.
  • This disclosure claims priority based on Japanese Patent Application No. 2019-209327 filed in Japan on November 20, 2019, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • Patent Document 1 discloses a method of removing ash adhering to a superheater or a reheater using a soot blower.
  • the present disclosure has been made in view of such circumstances, and the purpose of the present disclosure is to provide an information processing device capable of detecting an ash disorder at an early stage.
  • the information processing device of the first aspect of the present disclosure is an information processing device that obtains a heat transfer state of one or more heat exchangers provided in a coal-fired boiler, and is a heat collecting amount of the heat exchanger. It is provided with an information processing unit that calculates an index indicating a heat transfer state of the heat exchanger based on information including a logarithmic average temperature difference between the exhaust gas in the coal-fired boiler and the steam in the heat exchanger.
  • the information processing device of the second aspect of the present disclosure is the information processing device of the first aspect, and the information processing unit has the heat collection amount as Q and the logarithmic mean temperature difference as ⁇ T. ,
  • the index is K
  • the information processing device of the third aspect of the present disclosure is the information processing device of the first or second aspect, and the index obtained by the information processing unit is equal to or more than a predetermined value.
  • a determination unit for determining that the heat transfer state is abnormal is further provided.
  • the information processing device is the information processing device according to any one of the first to third aspects, and the information processing unit is described for each heat exchanger. Each index is calculated at regular intervals.
  • the information processing apparatus is the information processing apparatus according to any one of the first to fourth aspects, and the information processing unit is the inlet of the heat exchanger.
  • a heat collection amount calculation unit that obtains the heat collection amount of the heat exchanger by multiplying the difference value between the logarithmic mean temperature of the steam and the specific enthalpy of the steam at the outlet of the heat exchanger by the flow rate of the steam is provided at the rearmost stage.
  • a temperature difference calculation unit that calculates the logarithmic mean temperature difference using the measured value of the temperature of the exhaust gas that has passed through the heat exchanger and the heat collection amount of the heat exchanger, and the heat collection amount and the logarithmic mean.
  • An index calculation unit for calculating the index from the temperature difference is provided.
  • ash damage can be detected at an early stage.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a schematic configuration of a maintenance management system A of a thermal power plant 1 provided with an information processing device 2 according to the present embodiment.
  • the maintenance management system A includes a thermal power plant 1, an information processing device 2, and a communication device 3.
  • the thermal power plant 1 is connected to the information processing device 2 by a communication network N.
  • the thermal power plant 1 transmits the operation data of the boiler device 4 provided in the thermal power plant 1 to the information processing device 2 via the communication network N at regular intervals.
  • the information processing device 2 is connected to each of the thermal power plant 1 and the communication device 3 by a communication network N.
  • the information processing device 2 is an information processing device that collects operation data of the boiler device 4 from the thermal power plant 1 via the communication network N and monitors the operating state of the boiler device 4 from the collected operation data.
  • the information processing device 2 is a server that supports the maintenance of the boiler device 4, and may be configured by using cloud computing.
  • the information processing device 2 may output information on the operating state of the boiler device 4 to the communication device 3 via the communication network N. Further, the information processing device 2 may notify the communication device 3 via the communication network N when there is an abnormality in the operating state of the boiler device 4.
  • the communication device 3 transmits / receives information via the information processing device 2 and the communication network N.
  • the communication device 3 can display the information acquired from the information processing device 2 on the display unit 50 of its own device. For example, the communication device 3 acquires the information on the operating state of the boiler device 4 acquired from the information processing device 2 via the communication network N, and displays the acquired detection result on the display unit 50.
  • the communication device 3 is a communication device owned by a business operator or a worker who maintains and manages the thermal power plant 1.
  • the communication device 3 may be a mobile information terminal such as a smartphone or a tablet terminal.
  • the communication device 3 may be provided inside the thermal power plant 1, for example, in the central control room 5, or may be provided outside the thermal power plant 1.
  • the communication network N may be a wireless communication transmission line, or may be a combination of a wireless communication transmission line and a wired communication transmission line.
  • the communication network N may be a mobile communication network such as a mobile phone line network, a wireless packet communication network, the Internet and a dedicated line, or a combination thereof.
  • the thermal power plant 1 according to the present embodiment includes a boiler device 4 and a central control room 5.
  • the boiler device 4 generates steam by using the heat of the exhaust gas generated by the combustion of fuel. Then, the boiler device 4 rotationally drives the steam turbine by supplying the steam to the steam turbine (not shown).
  • the generator (not shown) in the thermal power plant 1 generates electricity by rotationally driving the steam turbine.
  • the boiler device 4 is a so-called coal-fired boiler.
  • the central control room 5 manages the monitoring of power generation equipment including the boiler device 4 and the control of operation.
  • the central control room 5 is provided with, for example, a central control panel that measures data (operation data) of a plurality of devices constituting the boiler device 4 and performs calculations based on the measurement results, and is calculated by the central control panel. Based on the collected data, multiple operators use operation computers to control and monitor equipment in power generation.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a schematic configuration of a boiler device 4 according to the present embodiment.
  • the boiler device 4 includes a boiler main body 10, a furnace 11, a combustion device 12, a plurality of heat exchange devices 13 (heat exchange devices 13-1 to 13-6), an exhaust gas temperature measurement unit 14, an outside air temperature measurement unit 15, and pulverized coal supply.
  • the apparatus 16 and the coal water content ratio measuring unit 17 are provided.
  • the boiler body 10 is a container in which fuel is burned, and a flame is formed inside by the combustion device 12.
  • the furnace 11 is composed of a furnace wall provided vertically and in a tubular shape, and is a furnace body that burns fuel to generate combustion heat.
  • high-temperature combustion gas exhaust gas
  • combustion device 12 is composed of a furnace wall provided vertically and in a tubular shape, and is a furnace body that burns fuel to generate combustion heat.
  • high-temperature combustion gas exhaust gas
  • the combustion device 12 is installed in the furnace 11 and generates exhaust gas by taking in outside air (combustion air) and fuel (pulverized coal from the pulverized coal supply device 16) and burning the fuel.
  • the combustion device 12 is, for example, a burner.
  • Heat exchange devices 13-1 to 13-6 are devices that recover heat by exchanging heat with exhaust gas. When each of the plurality of heat exchange devices 13-1 to 13-6 is not distinguished, it is simply referred to as "heat exchange device 13".
  • Each heat exchanger 13 includes a heat exchanger 20, a first temperature sensor 21, a second temperature sensor 22, a first pressure sensor 23, and a second pressure sensor 24.
  • the heat exchanger 20 is arranged in the flow path of the exhaust gas in the boiler main body 10.
  • the heat exchanger 20 is composed of a heat transfer tube, and exchanges heat between the exhaust gas and the water (steam) in the heat transfer tube.
  • the heat exchanger 20 may be any of a superheater, a reheater and an economizer. Since the specific configuration of the heat exchanger is known, detailed description thereof will be omitted.
  • the first temperature sensor 21 measures the steam temperature Tin at the inlet of the heat exchanger 20. That is, the first temperature sensor 21 measures the temperature of the steam flowing into the heat exchanger 20 (steam temperature Tin).
  • the steam temperature Tin measured by the first temperature sensor 21 is transmitted directly from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 or from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5. To.
  • the second temperature sensor 22 measures the steam temperature Tout at the outlet of the heat exchanger 20. That is, the second temperature sensor 22 measures the temperature of the steam flowing out from the heat exchanger 20 (steam temperature Tout).
  • the steam temperature Tout measured by the second temperature sensor 22 is transmitted directly from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 or from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5.
  • the first pressure sensor 23 measures the steam pressure Pin at the inlet of the heat exchanger 20. That is, the first pressure sensor 23 measures the pressure of the steam flowing into the heat exchanger 20 (steam pressure Pin).
  • the steam pressure Pin measured by the first pressure sensor 23 is transmitted directly from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 or from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5. To.
  • the second pressure sensor 24 measures the steam pressure Pout at the outlet of the heat exchanger 20. That is, the second pressure sensor 24 measures the pressure of the steam flowing out from the heat exchanger 20 (steam pressure Pout).
  • the steam pressure Pout measured by the second pressure sensor 24 is transmitted directly from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 or from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5.
  • the flow rate sensor 25 measures the flow rate (hereinafter, referred to as "steam flow rate") W of steam flowing in the heat exchanger 20.
  • the steam flow rate W measured by the flow sensor 25 is transmitted directly from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 or from the heat exchange device 13 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5.
  • the exhaust gas temperature measuring unit 14 is the temperature of the exhaust gas after passing through the heat exchangers 20-6 among the plurality of heat exchangers 20 provided in the flow path of the exhaust gas in the boiler main body 10 (hereinafter, “exhaust gas temperature”). ".) Tgas is measured.
  • the exhaust gas temperature Tgas measured by the exhaust gas temperature measuring unit 14 is transmitted directly from the exhaust gas temperature measuring unit 14 to the information processing device 2 or from the exhaust gas temperature measuring unit 14 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5. Will be done.
  • the outside air temperature measuring unit 15 measures the outside air temperature To around the boiler device 4.
  • the outside air temperature To measured by the outside air temperature measuring unit 15 is transmitted from the outside air temperature measuring unit 15 directly to the information processing device 2 or from the outside air temperature measuring unit 15 to the information processing device 2 via the device in the central control room 5. Will be done.
  • the pulverized coal supply device 16 manufactures pulverized coal and supplies the pulverized coal to the combustion device 12 as fuel.
  • the pulverized coal supply device 16 manufactures pulverized coal having a predetermined particle size by grinding coal with a mill, and sequentially and continuously supplies the pulverized coal to the combustion apparatus 12.
  • the coal moisture ratio measuring unit 17 is known to know the ratio of the amount of water contained in the pulverized coal (hereinafter referred to as "coal moisture ratio") R in the pulverized coal supplied from the pulverized coal supply device 16 to the combustion device 12. Measure using technology.
  • the coal moisture ratio R measured by the coal moisture ratio measuring unit 17 is information processed directly from the coal moisture ratio measuring unit 17 to the information processing device 2 or from the coal moisture ratio measuring unit 17 via the device in the central control room 5. It is transmitted to the device 2.
  • the information processing device 2 collects operation data of the boiler device 4 from the thermal power plant 1 via the communication network N, and heat transfer states of a plurality of heat exchangers 20 provided in the boiler device 4 from the collected operation data. To evaluate.
  • the heat transfer state of the heat exchanger 20 is changed by the ash generated by the combustion of coal (pulverized coal). Specifically, when the ash generated by the combustion of pulverized coal collides with or adheres to the heat transfer surface of the heat exchanger 20, the heat transfer state of the heat exchanger 20 deteriorates and the amount of heat absorption decreases (event). Hereinafter, "ash damage”) occurs. Therefore, the information processing device 2 collects the operation data of the boiler device 4, and calculates the heat transfer state of each heat exchanger 20 from the collected operation data. As a result, the information processing apparatus 2 can detect the ash obstacle at an early stage.
  • the operation data is the measurement data D for each heat exchange device 13, the exhaust gas temperature Tgas, the outside air temperature To, and the coal moisture ratio R.
  • the measurement data D is the steam temperature Tin, the steam temperature Tout, the steam pressure Pin, the steam pressure Pout, and the steam flow rate W.
  • "n" is added to the end of the code of each data of the heat exchange device 13-n and the measurement data D. In some cases.
  • the information processing device 2 according to the present embodiment will be described below with reference to FIG.
  • FIG. 3 is a diagram showing a schematic configuration of the information processing device 2 according to the present embodiment.
  • the information processing device 2 includes a communication unit 30, an information processing unit 31, a determination unit 32, and an output unit 33.
  • the communication unit 30 receives operation data (steam temperature Tin, steam temperature Tout, steam pressure Pin, steam pressure Pout, steam flow rate W, exhaust gas temperature Tgas, outside air temperature To, and so on) from the thermal power plant 1 via the communication network N. Acquire coal moisture ratio R). Then, the communication unit 30 outputs the acquired operation data to the information processing unit 31.
  • the communication unit 30 may acquire operation data by communicating with each device provided in the boiler device 4, or acquires operation data via a device such as a central control panel in the central control room 5. You may.
  • the information processing unit 31 calculates the heat collection amount Qn of the heat exchanger 20-n and the temperature difference ⁇ Tn between the exhaust gas in the boiler main body 10 and the steam in the heat exchanger 20-n from the operation data, and the calculated collection.
  • An index Kn indicating the heat transfer state of the heat exchanger 20-n is calculated for each heat exchanger 20 based on the information including the heat quantity Qn and the temperature difference ⁇ Tn.
  • the information processing unit 31 calculates the index K using the equation (1) shown below.
  • This index Kn directly expresses the heat transfer state of the heat exchanger 20-n, and the higher the value, the worse the heat transfer state of the heat exchanger 20-n (the amount of heat absorption decreases). Is shown.
  • the index Kn is an index expressing the state of heat transfer inhibition of the heat exchanger 20-n.
  • the process of calculating the index Kn from the operation data may be referred to as "index calculation process”.
  • the information processing unit 31 performs index calculation processing for each of the plurality of heat exchangers 20-1 to 20-6. That is, the information processing unit 31 calculates the index Kn for each of the heat exchangers 20-1 to 20-6.
  • the information processing unit 31 according to the present embodiment includes a heat collection amount calculation unit 40, a temperature difference calculation unit 41, and an index calculation unit 42.
  • the heat collection amount calculation unit 40 calculates the heat collection amount Qn of the heat exchangers 20-n for each heat exchanger 20.
  • the heat collection amount Qn of the heat exchanger 20-n is represented by the following equation (2).
  • Hout is the steam sensible heat (specific enthalpy) at the outlet of the heat exchanger 20.
  • Hin is the steam sensible heat (specific enthalpy) at the inlet of the heat exchanger 20.
  • the heat collection amount calculation unit 40 obtains the specific enthalpy Hout from the steam temperature Tout and the steam pressure Pout of the measurement data Dn. Specifically, the heat collection amount calculation unit 40 obtains the specific enthalpy Hout from the steam temperature Tout and the steam pressure Pout of the measurement data Dn using a steam table. Further, the heat collection amount calculation unit 40 obtains the specific enthalpy Hin from the steam temperature Tin and the steam pressure Pin of the measurement data Dn using the steam table.
  • the steam table is a table showing the thermal properties such as enthalpy and entropy of steam and water.
  • This steam table is stored in a storage unit (not shown) of the information processing device 2.
  • the storage unit is, for example, a storage such as an HDD (Hard Disk Drive) or an SSD (Solid State Drive).
  • the heat collection amount calculation unit 40 acquires the specific enthalpy Hout corresponding to the steam temperature Tout and the steam pressure Pout of the measurement data Dn from the above steam table. Further, the heat collection amount calculation unit 40 acquires the specific enthalpy Hin corresponding to the steam temperature Tin and the steam pressure Pin of the measurement data Dn from the above steam table. Then, as shown in the equation (2), the heat collection amount calculation unit 40 calculates the heat collection amount Qn by multiplying the value obtained by subtracting the specific enthalpy Hin from the specific enthalpy Hout by the steam flow rate W of the measurement data Dn. Ask.
  • the temperature difference calculation unit 41 calculates the temperature difference ⁇ Tn of the heat exchangers 20-n for each heat exchanger 20.
  • the temperature difference ⁇ Tn is a so-called logarithmic mean temperature difference as shown in the equation (3), and the calculation method thereof is known.
  • ⁇ Tn ( ⁇ T1- ⁇ T2) / ln ( ⁇ T1 / ⁇ T2) ... (3)
  • ⁇ T1 is the temperature difference between the high-temperature fluid (exhaust gas) and the low-temperature fluid (steam of the heat exchanger 20-n) on one side of the inlet and outlet of the heat exchanger 20-n.
  • ⁇ T2 is the temperature difference between the high temperature fluid (exhaust gas) and the low temperature fluid (steam of the heat exchanger 20-n) on the other side of the inlet and outlet of the heat exchanger 20-n.
  • the calculation method of ⁇ T1 and ⁇ T2 differs depending on whether the flow directions of the high-temperature fluid and the low-temperature fluid are countercurrent or parallel.
  • TGout is the exhaust gas temperature at the outlet of the heat exchanger 20-n (hereinafter, referred to as “exhaust gas temperature at the outlet”).
  • TGin is the exhaust gas temperature at the inlet of the heat exchanger 20-n (hereinafter, referred to as “inlet exhaust gas temperature”).
  • the temperature difference calculation unit 41 may acquire the measured values of the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin from the thermal power plant 1, or may calculate them from the operation data.
  • the temperature difference calculation unit 41 heats the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin by using the exhaust gas temperature Tgas measured by the exhaust gas temperature measuring unit 14 and the heat collection amount Qn of each heat exchanger 20-n. Calculated for each exchanger 20.
  • the temperature difference calculation unit 41 heat exchangers the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin using the exhaust gas temperature Tgas, the heat collection amount Qn of each heat exchanger 20-n, the coal moisture ratio R, and the outside air temperature To. The method of calculating every 20 will be described.
  • the temperature difference calculation unit 41 is the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet of the heat exchanger 20-6 provided on the most downstream side among the plurality of heat exchangers 20 provided in the flow path of the exhaust gas in the boiler main body 10. Obtain the exhaust gas temperature TGin.
  • the outlet exhaust gas temperature TGout of the heat exchanger 20-6 is the exhaust gas temperature Tgas measured by the exhaust gas temperature measuring unit 14. Therefore, the temperature difference calculation unit 41 may obtain the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchanger 20-6 in the heat exchanger 20-6.
  • the temperature difference calculation unit 41 calculates the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchanger 20-5.
  • the outlet exhaust gas temperature TGout of the heat exchanger 20-5 corresponds to the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchanger 20-6. Therefore, the temperature difference calculation unit 41 may obtain the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchanger 20-5 in the heat exchanger 20-5.
  • the temperature difference calculation unit 41 can obtain the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchanger 20-5.
  • the temperature difference calculation unit 41 uses the same method as the method for obtaining the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchangers 20-5 for the heat exchangers 20-4 to 20-1. Therefore, the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchangers 20-4 to 20-1 can be calculated.
  • the temperature difference calculation unit 41 only needs to be able to acquire the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchangers 20-1 to 20-6, and calculates from the operation data using a known technique.
  • the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin of the heat exchangers 20-1 to 20-6 may be obtained from the device in the thermal power plant 1 or the central control room 5.
  • the index calculation unit 42 uses the heat collection amount Qn calculated by the heat collection amount calculation unit 40 and the temperature difference ⁇ Tn calculated by the temperature difference calculation unit 41, and also uses the equation (1) to use the heat exchanger 20-n.
  • the index Kn of is obtained.
  • the index calculation unit 42 uses the operation data to obtain the index K1 of the heat exchanger 20-1, the index K2 of the heat exchanger 20-2, the index K3 of the heat exchanger 20-3, and the index K3 of the heat exchanger 20-4.
  • the index K4, the index K5 of the heat exchanger 20-5, and the index K6 of the heat exchanger 20-6 can be obtained.
  • the index calculation unit 42 can obtain the transition of each heat transfer state of the heat exchangers 20-1 to 20-6 by obtaining the indexes K1 to K6 at regular intervals. As a result, it is possible to identify the heat exchanger 20 in which the ash failure has occurred among the plurality of heat exchangers 20.
  • the determination unit 32 determines at regular intervals whether or not each index Kn obtained by the index calculation unit 42 is equal to or greater than a predetermined value Kth.
  • a predetermined value Kth When the index Kn is equal to or higher than the predetermined value Kth, it indicates that the heat transfer state is abnormal due to ash damage or the like, and when the index Kn is less than the predetermined value Kth, the heat transfer state is normal. Is shown. That is, when the index Kn obtained by the information processing unit 31 is equal to or greater than the predetermined value Kth, the determination unit 32 determines that the heat transfer state of the heat exchanger 20 of the index Kn is abnormal.
  • the output unit 33 may transmit the indexes K1 to the index K6 obtained by the index calculation unit 42 to the communication device 3 via the communication unit 30 at regular intervals. Further, the output unit 33 may transmit the indexes K1 to the index K6 obtained by the index calculation unit 42 within a predetermined period to the communication device 3 via the communication unit 30 at a preset time.
  • the output unit 33 may transmit the result of the determination unit 32 to the communication device 3 via the communication unit 30.
  • the output unit 33 determines the index K and the index K as the first determination result.
  • Information indicating the heat exchanger 20 may be transmitted to the communication device 3 via the communication unit 30.
  • the output unit 33 uses the determination result as the second determination result and sets the communication unit 30. It may or may not be transmitted to the communication device 3 via the communication device 3. Further, the output unit 33 may notify the communication device 3 of the first determination result by e-mail or SNS (Social Network Service).
  • the output unit 33 may store each of the indexes K1 to K6 calculated by the index calculation unit 42 in the storage unit of the information processing device 2 in chronological order. At that time, the output unit 33 may associate the results of the determination unit 32 with each of the indexes K1 to K6 and store them in the storage unit of the information processing device 2 in chronological order.
  • the communication device 3 includes a display unit 50 and a display control unit 51.
  • the display unit 50 displays the information on the display screen.
  • the display unit 50 displays various information under the control of the display control unit 51.
  • the display unit 50 may be a monitor for a personal computer or a display device of a portable information terminal.
  • the display control unit 51 acquires the result of the determination unit 32 from the information processing device 2 via the communication network N, and displays the acquired determination result on the display unit 50.
  • the display control unit 51 may display the first determination result, the second determination result, or both of them.
  • the display control unit 51 may display the index Kn at regular intervals obtained by the index calculation unit 42 on the display unit 50.
  • the display control unit 51 displays a two-dimensional graph in which the first axis is time and the second axis intersecting the first axis is an index (exponent) K. It may be displayed in the unit 50, and the index Kn for each fixed cycle obtained by the index calculation unit 42 may be plotted on the two-dimensional graph.
  • the display control unit 51 displays the display screen of the display unit 50 on a plurality of divided regions corresponding to each of the indexes K1 to K6.
  • the index K1 is displayed in the divided area 100-1
  • the index K2 is displayed in the divided area 100-2
  • the index K3 is displayed in the divided area 100-3.
  • the index K4 may be displayed in the divided region 100-4
  • the index K5 may be displayed in the divided region 100-5
  • the index K6 may be displayed in the divided region 100-6.
  • each index K of the divided regions 100-1 to 100-6 displayed on the display unit 50 is an index of the heat exchanger 20 of the heat exchangers 20-1 to 20-6. It may be displayed on the display unit 50 so that it can be determined.
  • the display control unit 51 may display the identification information of the heat exchanger 20 in the divided region 100 displaying the index K of the heat exchanger 20.
  • the display control unit 51 uses the identification information of the heat exchanger 20 having a predetermined value of Kth or more among the identification information of the heat exchanger 20 displayed on the display unit 50 in the first aspect (for example, the first aspect). Color) may be displayed, and the identification information of the Kn heat exchanger 20 having a predetermined value of less than Kth may be displayed in a second aspect (for example, a second color different from the first color).
  • FIG. 6 is a sequence diagram of the maintenance management system A according to the present embodiment.
  • each device provided in the boiler device 4 of the thermal power plant 1 and each device provided in the central control room 5 transmits the operation data of the boiler device 4 to the information processing device 2 at regular intervals. Transmit (step S101).
  • the information processing device 2 calculates the index Kn using the operation data (step S102). For example, the information processing apparatus 2 obtains the specific enthalpy Hout and the specific enthalpy Hin from the operation data using a steam table, and subtracts the specific enthalpy Hin from the specific enthalpy Hout to obtain the operation data (measurement data Dn).
  • the heat collection amount Qn is obtained by multiplying the steam flow rate W.
  • the information processing device 2 obtains the inlet exhaust gas enthalpy of the heat exchanger 20 from the operation data, and obtains the outlet exhaust gas temperature TGout and the inlet exhaust gas temperature TGin from the inlet exhaust gas enthalpy. Then, the information processing apparatus 2 obtains the temperature difference ⁇ Tn from the steam temperature Tin, the steam temperature Tout, the outlet exhaust gas temperature TGout, and the inlet exhaust gas temperature TGin. Then, the information processing apparatus 2 obtains the index Kn based on the information including the heat collection amount Qn and the temperature difference ⁇ Tn.
  • the information processing device 2 determines whether or not the obtained index Kn is equal to or greater than the predetermined value Kth (step S103). When the information processing device 2 determines that the index Kn is equal to or greater than the predetermined value Kth, the information processing device 2 transmits a first determination result indicating the determination result to the communication device 3 (step S104). On the other hand, when the information processing device 2 determines that the index Kn is less than the predetermined value Kth, the information processing device 2 transmits a second determination result indicating the determination result to the communication device 3 (step S104).
  • the communication device 3 When the communication device 3 acquires the determination result from the information processing device 2 via the communication network N, the communication device 3 displays the determination result on the display unit 50 of the own device (step S105).
  • This determination result may be the first determination result, the second determination result, or both.
  • the communication device 3 may display information indicating the heat exchanger 20 of Kn having a predetermined value Kth or more on the display unit 50. Further, the communication device 3 may display the index Kn calculated by the information processing device 2 at regular intervals on the display unit 50.
  • the person who maintains or manages the thermal power plant 1 can grasp whether or not the heat exchanger 20 has an ash failure by checking the index Kn displayed on the display unit 50.
  • the thermal power plant 1 operates the communication device 3 to read out the data of the index Kn stored in the storage unit of the information processing device 2 and display the display unit 50.
  • One or more indicators Kn can be displayed.
  • a person who maintains or manages the thermal power plant 1 operates the communication device 3 to read out the data of the index Kn stored in the storage unit of the information processing device 2 and display the display unit 50.
  • the index Kn of the specific heat exchanger 20 can be displayed. Therefore, even if each index Kn is less than a predetermined value Kth, the communication device 3 can display the index Kn on the display unit 50.
  • the information processing device 2 obtains the heat transfer state of one or more heat exchangers 20 provided in the boiler device 4. Specifically, the information processing device 2 is based on information including the heat collection amount Qn of the heat exchanger 20 and the temperature difference ⁇ T between the exhaust gas in the boiler device 4 and the steam in the heat exchanger 20.
  • An information processing unit 31 for calculating an index Kn indicating a heat transfer state of the heat exchanger 20 is provided. That is, the information processing unit 31 realizes visualization (visualization) of the ash obstacle of the heat exchanger 20 by obtaining the index Kn.
  • the operator or worker who maintains or manages the thermal power plant 1 can detect the heat exchanger 20 in which the ash failure has occurred at an early stage.
  • the presence or absence of ash damage and the heat transfer state are determined based on the experience of a skilled person, and the heat transfer state of the heat exchanger 20 is not directly quantified.
  • judgments based on empirical rules by experts have difficulty in technology transfer / business expansion, and at the same time, the judgments are not always accurate, and it is difficult to detect ash obstacles.
  • the heat transfer state of the heat exchanger 20 is directly quantified by calculating the index Kn indicating the heat transfer state of the heat exchanger 20 by a simple method regardless of the shape of the heat exchanger 20. This makes it possible to detect ash damage at an early stage.
  • the information processing unit 31 calculates an index Kn for each of the plurality of heat exchangers 20 provided in the boiler device 4. As a result, the operator or worker who maintains or manages the thermal power plant 1 can identify the heat exchanger 20 in which the ash failure has occurred, and efficiently performs the process of alleviating the ash failure. Can be executed.
  • the information processing unit 31 may specify the heat exchanger 20 in which the ash failure occurs from the index Kn calculated for each of the plurality of heat exchangers 20.
  • the boiler device 4 of the above embodiment includes a first temperature sensor 21, a second temperature sensor 22, a first pressure sensor 23, a second pressure sensor 24, and a flow rate sensor 25 for each heat exchanger 20.
  • the boiler device 4 only needs to be able to measure the measurement data D for each heat exchanger 20, and is not particularly limited to the method and configuration for measuring the measurement data D.
  • the boiler device 4 is at least one of a first temperature sensor 21, a second temperature sensor 22, a first pressure sensor 23, a second pressure sensor 24, and a flow rate sensor 25 of a predetermined heat exchanger 20.
  • the measurement sensor and the measurement sensor of another heat exchanger 20 may be used in combination.
  • the above-mentioned information processing device 2 may be realized in whole or in part by a computer.
  • the computer may include a processor such as a CPU (Central Processing Unit) and a GPU (Graphics Processing Unit), a computer-readable recording medium, and an input / output device (transmission / reception device). Then, a program for realizing all or a part of the functions of the information processing device 2 on the computer is recorded on the computer-readable recording medium, and the program recorded on the recording medium is read by the processor. It may be realized by executing.
  • the "computer-readable recording medium” refers to a portable medium such as a flexible disk, a magneto-optical disk, a ROM (Read Only Memory), a CD-ROM, or a storage device such as a hard disk built in a computer system.
  • a “computer-readable recording medium” is a communication line for transmitting a program via a network such as the Internet or a communication line such as a telephone line, and dynamically holds the program for a short period of time. In that case, a program may be held for a certain period of time, such as a volatile memory inside a computer system serving as a server or a client.
  • the above program may be for realizing a part of the above-mentioned functions, and may be further realized for realizing the above-mentioned functions in combination with a program already recorded in the computer system. It may be realized by using a programmable logic device such as FPGA (Field Programmable Gate Array).
  • FPGA Field Programmable Gate Array
  • This disclosure can be used for an information processing device that obtains the heat transfer state of one or more heat exchangers provided in a coal-fired boiler.

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Abstract

この情報処理装置（２）は、石炭焚ボイラ（４）に設けられた一以上の熱交換器の伝熱状態を求める情報処理装置であって、前記熱交換器の収熱量と、前記石炭焚ボイラ内の排ガスと当該熱交換器内の蒸気との対数平均温度差と、を含む情報に基づいて当該熱交換器の伝熱状態を示す指標を算出する情報処理部を備える。

Description

情報処理装置
　本開示は、情報処理装置に関する。
　本開示は、２０１９年１１月２０日に日本に出願された特願２０１９－２０９３２７号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　例えば、石炭焚ボイラにおいて、石炭の燃焼により生成される灰が過熱器や再熱器等の熱交換器に付着すると、熱交換器２０の伝熱状態が悪化して、熱吸収量が低下する灰障害が生じる場合がある。
　そこで、下記特許文献１には、スートブロワを用いて過熱器や再熱器に付着した灰を除去する方法が開示されている。
日本国特開２０１２－５２７４０号公報
　ただし、スートブロアによる灰の除去が不完全である場合や、スートブロアからの気体噴射では除去できない程度に強固に付着することがあり、熱交換器の灰障害は起こり得る。そのため、灰障害を早期に発見することが望まれている。
　本開示は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、灰障害を早期に発見可能な情報処理装置を提供することである。
（１）本開示の第１の態様の情報処理装置は、石炭焚ボイラに設けられた一以上の熱交換器の伝熱状態を求める情報処理装置であって、前記熱交換器の収熱量と、前記石炭焚ボイラ内の排ガスと当該熱交換器内の蒸気との対数平均温度差と、を含む情報に基づいて当該熱交換器の伝熱状態を示す指標を算出する情報処理部を備える。
（２）本開示の第２の態様の情報処理装置は、上記第１の態様の情報処理装置であって、前記情報処理部は、前記収熱量をＱとし、前記対数平均温度差をΔＴとし、前記指標をＫとした場合に、前記指標をＫ＝Ｑ／ΔＴの式に従って求める。
（３）本開示の第３の態様の情報処理装置は、上記第１又は第２の態様の情報処理装置であって、前記情報処理部により求められた前記指標が所定値以上である場合に前記伝熱状態が異常であると判定する判定部を更に備える。
（４）本開示の第４の態様の情報処理装置は、上記第１から第３の態様のいずれかの態様の情報処理装置であって、前記情報処理部は、前記熱交換器ごとの前記指標をそれぞれ一定周期ごとに算出する。
（５）本開示の第５の態様の情報処理装置は、上記第１から第４の態様のいずれかの態様の情報処理装置であって、前記情報処理部は、前記熱交換器における入口の蒸気の比エンタルピーと当該熱交換器における出口の蒸気の比エンタルピーとの差分値に、当該蒸気の流量を乗算することで当該熱交換器の収熱量を求める収熱量算出部と、最も後段に設けられた前記熱交換器を通過した前記排ガスの温度の計測値と当該熱交換器の前記収熱量とを用いて前記対数平均温度差を算出する温度差算出部と、前記収熱量及び前記対数平均温度差とから前記指標を算出する指標算出部と、を備える。
　以上説明したように、本開示によれば、灰障害を早期に発見することができる。
本実施形態に係る保守管理システムＡの概略構成の一例を示す図である。 本実施形態に係るボイラ装置４の概略構成を説明する図である。 本実施形態に係る情報処理装置２の概略構成である。 本実施形態に係る表示部５０の表示画面の第１の例を示す図である。 本実施形態に係る表示部５０の表示画面の第２の例を示す図である。 本実施形態に係る保守管理システムＡのシーケンス図である。
　以下、本実施形態に係る情報処理装置を、図面を用いて説明する。
　図１は、本実施形態に係る情報処理装置２を備えた火力発電所１の保守管理システムＡの概略構成の一例を示す図である。
　保守管理システムＡは、火力発電所１、情報処理装置２及び通信装置３を備える。
　火力発電所１は、情報処理装置２と通信ネットワークＮで接続されている。火力発電所１は、火力発電所１に設けられたボイラ装置４の運転データを、通信ネットワークＮを介して情報処理装置２に一定周期ごとに送信する。
　情報処理装置２は、火力発電所１及び通信装置３のそれぞれと通信ネットワークＮで接続されている。
　情報処理装置２は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１からボイラ装置４の運転データを収集し、その収集した運転データからボイラ装置４の運転状態を監視している情報処理装置である。例えば、情報処理装置２は、ボイラ装置４の保守を支援するサーバであって、クラウドコンピューティングを用いて構成されてもよい。
　情報処理装置２は、ボイラ装置４の運転状態の情報を、通信ネットワークＮを介して通信装置３に出力してもよい。また、情報処理装置２は、ボイラ装置４の運転状態に異常があった場合には、通信ネットワークＮを介して通信装置３に通知してもよい。
　通信装置３は、情報処理装置２と通信ネットワークＮを介して情報を送受する。通信装置３は、情報処理装置２から取得した情報を自装置の表示部５０に表示可能である。例えば、通信装置３は、情報処理装置２から取得したボイラ装置４の運転状態の情報を、通信ネットワークＮを介して取得し、その取得した検知結果を表示部５０に表示する。
　例えば、通信装置３は、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者が保有する通信装置である。例えば、通信装置３は、スマートフォンやタブレット端末等の携帯情報端末であってもよい。また、通信装置３は、火力発電所１の内部、例えば中央管理室５に設けられてもよいし、火力発電所１の外部に設けられてもよい。
　通信ネットワークＮは、無線通信の伝送路であってもよく、無線通信の伝送路及び有線通信の伝送路の組み合わせであってもよい。通信ネットワークＮは、携帯電話回線網などの移動体通信網、無線パケット通信網、インターネット及び専用回線又はそれらの組み合わせであってもよい。
　次に、本実施形態に係る火力発電所１の概略構成について、図１を用いて説明する。
　本実施形態に係る火力発電所１は、ボイラ装置４及び中央管理室５を備える。
　ボイラ装置４は、燃料の燃焼により生成した排ガスの熱を用いて蒸気を発生させる。そして、ボイラ装置４は、その蒸気を蒸気タービン（不図示）に供給することで当該蒸気タービンを回転駆動する。火力発電所１内の発電機（不図示）は、上記蒸気タービンの回転駆動によって発電する。
　ボイラ装置４は、いわゆる石炭焚ボイラである。
　中央管理室５は、ボイラ装置４を含む発電設備の監視や運転の制御等の管理を行う。この中央管理室５には、例えば、ボイラ装置４を構成する複数の装置等のデータ（運転データ）の計測や計測結果に基づく計算を行う中央制御盤を備えており、中央制御盤で算出されたデータをもとに、複数のオペレータがオペレーションコンピュータを用いて発電における設備の制御や監視を行っている。
　以下に、本実施形態に係るボイラ装置４の概略構成を、図２を用いて説明する。図２は、本実施形態に係るボイラ装置４の概略構成を説明する図である。
　ボイラ装置４は、ボイラ本体１０、火炉１１、燃焼装置１２、複数の熱交換装置１３（熱交換装置１３－１～１３－６）、排ガス温度計測部１４、外気温度計測部１５、微粉炭供給装置１６及び石炭水分割合計測部１７を備える。
　ボイラ本体１０は、燃料が燃焼される容器であり、燃焼装置１２によって内部に火炎が形成される。
　火炉１１は、垂直かつ筒状に設けられた炉壁によって構成され、燃料を燃焼させて燃焼熱を発生させる炉体である。火炉１１では、燃焼装置１２によって燃料が燃焼されることで高温の燃焼ガス（排ガス）が発生する。
　燃焼装置１２は、火炉１１に設置され、外気（燃焼用空気）及び燃料（微粉炭供給装置１６からの微粉炭）を取り込んで当該燃料を燃焼させることで排ガスを生成する。燃焼装置１２は、例えばバーナである。
　熱交換装置１３－１～１３－６は、排ガスとの熱交換によって熱回収する装置である。なお、複数の熱交換装置１３－１～１３－６のそれぞれを区別しない場合には、単に「熱交換装置１３」と表記する。
　各熱交換装置１３は、熱交換器２０、第１の温度センサ２１、第２の温度センサ２２、第１の圧力センサ２３及び第２の圧力センサ２４を備える。
　熱交換器２０は、ボイラ本体１０内における排ガスの流路内に配置されている。熱交換器２０は、伝熱管で構成されており、排ガスと当該伝熱管内の水（蒸気）との間で熱交換を行う。熱交換器２０は、過熱器、再熱器及び節炭器のいずれであってもよい。なお、熱交換器の具体的な構成は公知であるため、詳細な説明は省略する。
　第１の温度センサ２１は、熱交換器２０の入口の蒸気温度Ｔｉｎを計測する。すなわち、第１の温度センサ２１は、熱交換器２０に流入する蒸気の温度（蒸気温度Ｔｉｎ）を計測する。第１の温度センサ２１で計測された蒸気温度Ｔｉｎは、熱交換装置１３から情報処理装置２に直接、又は熱交換装置１３から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　第２の温度センサ２２は、熱交換器２０の出口の蒸気温度Ｔｏｕｔを計測する。すなわち、第２の温度センサ２２は、熱交換器２０から流出する蒸気の温度（蒸気温度Ｔｏｕｔ）を計測する。第２の温度センサ２２で計測された蒸気温度Ｔｏｕｔは、熱交換装置１３から情報処理装置２に直接、又は熱交換装置１３から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　第１の圧力センサ２３は、熱交換器２０の入口の蒸気圧力Ｐｉｎを計測する。すなわち、第１の圧力センサ２３は、熱交換器２０に流入する蒸気の圧力（蒸気圧力Ｐｉｎ）を計測する。第１の圧力センサ２３で計測された蒸気圧力Ｐｉｎは、熱交換装置１３から情報処理装置２に直接、又は熱交換装置１３から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　第２の圧力センサ２４は、熱交換器２０の出口の蒸気圧力Ｐｏｕｔを計測する。すなわち、第２の圧力センサ２４は、熱交換器２０から流出する蒸気の圧力（蒸気圧力Ｐｏｕｔ）を計測する。第２の圧力センサ２４で計測された蒸気圧力Ｐｏｕｔは、熱交換装置１３から情報処理装置２に直接、又は熱交換装置１３から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　流量センサ２５は、熱交換器２０内を流れる蒸気の流量（以下、「蒸気流量」という。）Ｗを計測する。流量センサ２５で計測された蒸気流量Ｗは、熱交換装置１３から情報処理装置２に直接、又は熱交換装置１３から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　なお、上述したように、各熱交換装置１３はそれぞれ同様の構成を備えているが、互いを区別する目的として、熱交換装置１３－ｎ（ｎ＝１～６）の各構成の符号の末尾に「－ｎ」を付して説明する場合がある。
　排ガス温度計測部１４は、ボイラ本体１０内に排ガスの流路内に設けられた複数の熱交換器２０のうち、熱交換器２０－６を通った後の排ガスの温度（以下、「排ガス温度」という。）Ｔｇａｓを計測する。排ガス温度計測部１４で計測された排ガス温度Ｔｇａｓは、排ガス温度計測部１４から情報処理装置２に直接、又は排ガス温度計測部１４から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　外気温度計測部１５は、ボイラ装置４の周囲の外気温度Ｔｏを計測する。外気温度計測部１５で計測された外気温度Ｔｏは、外気温度計測部１５から情報処理装置２に直接、又は外気温度計測部１５から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　微粉炭供給装置１６は、微粉炭を製造し、当該微粉炭を燃焼装置１２に燃料として供給する。例えば、微粉炭供給装置１６は、石炭をミルで磨り潰すことにより所定粒径の微粉炭を製造し、当該微粉炭を燃焼装置１２に順次連続的に供給する。
　石炭水分割合計測部１７は、微粉炭供給装置１６から燃焼装置１２へ供給される微粉炭において、その微粉炭に含まれる水分量の割合（以下、「石炭水分割合」という。）Ｒを公知の技術を用いて計測する。石炭水分割合計測部１７で計測された石炭水分割合Ｒは、石炭水分割合計測部１７から情報処理装置２に直接、又は石炭水分割合計測部１７から中央管理室５内の装置を介して情報処理装置２に送信される。
　次に、本実施形態に係る情報処理装置２について説明する。
　情報処理装置２は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１からボイラ装置４の運転データを収集し、その収集した運転データからボイラ装置４に設けられた複数の熱交換器２０の伝熱状態を評価する。
　ここで、ボイラ装置４において、石炭（微粉炭）の燃焼により生成される灰によって、熱交換器２０の伝熱状態が変化する。具体的には、微粉炭の燃焼により生成される灰が熱交換器２０の伝熱面に衝突又は付着すると、熱交換器２０の伝熱状態が悪化して、熱吸収量が低下する事象（以下、「灰障害」という。）が生じる。
　そこで、情報処理装置２は、ボイラ装置４の運転データを収集し、その収集した運転データから各熱交換器２０の伝熱状態を算出する。これにより、情報処理装置２は、灰障害を早期に発見可能である。なお、上記運転データは、熱交換装置１３ごとの計測データＤ、排ガス温度Ｔｇａｓ、外気温度Ｔｏ及び石炭水分割合Ｒである。計測データＤは、蒸気温度Ｔｉｎ、蒸気温度Ｔｏｕｔ、蒸気圧力Ｐｉｎ、蒸気圧力Ｐｏｕｔ及び蒸気流量Ｗである。なお、各熱交換装置１３の計測データＤのそれぞれを区別する目的として、熱交換装置１３－ｎの計測データＤや計測データＤの各データの符号の末尾に「ｎ」を付して説明する場合がある。
　以下に、本実施形態に係る情報処理装置２を、図３を用いて説明する。
　図３は、本実施形態に係る情報処理装置２の概略構成を示す図である。
　図３に示すように、情報処理装置２は、通信部３０、情報処理部３１、判定部３２及び出力部３３を備える。
　通信部３０は、通信ネットワークＮを介して火力発電所１から運転データとして運転データ（蒸気温度Ｔｉｎ、蒸気温度Ｔｏｕｔ、蒸気圧力Ｐｉｎ、蒸気圧力Ｐｏｕｔ、蒸気流量Ｗ、排ガス温度Ｔｇａｓ、外気温度Ｔｏ及び石炭水分割合Ｒ）を取得する。そして、通信部３０は、取得した運転データを情報処理部３１に出力する。なお、通信部３０は、ボイラ装置４に設けられた各装置と通信することで運転データを取得してもよいし、中央管理室５の中央制御盤等の装置を介して運転データを取得してもよい。
　情報処理部３１は、運転データから、熱交換器２０－ｎの収熱量Ｑｎと、ボイラ本体１０内の排ガスと熱交換器２０－ｎ内の蒸気との温度差ΔＴｎを算出し、算出した収熱量Ｑｎと温度差ΔＴｎとを含む情報に基づいて当該熱交換器２０－ｎの伝熱状態を示す指標Ｋｎを熱交換器２０ごとに算出する。本実施形態では、情報処理部３１は、以下に示す式（１）を用いて指標Ｋを算出する。この指標Ｋｎは、熱交換器２０－ｎの伝熱状態を直接表現するものであって、高い値ほど熱交換器２０－ｎの伝熱状態が悪い（熱吸収量が低下している）ことを示す。換言すれば、指標Ｋｎは、熱交換器２０－ｎの伝熱阻害の状態を表現する指数である。
　Ｋｎ＝Ｑｎ／ΔＴｎ　　　…（１）
　以下において、運転データから指標Ｋｎを算出する処理を「指標算出処理」と称する場合がある。このように、情報処理部３１は、複数の熱交換器２０－１～２０－６のそれぞれに対して指標算出処理を行う。すなわち、情報処理部３１は、指標Ｋｎを熱交換器２０－１～２０－６のそれぞれについて算出する。
　以下に、本実施形態に係る情報処理部３１の指標算出処理を実行するための各機能部について、説明する。
　本実施形態に係る情報処理部３１は、収熱量算出部４０、温度差算出部４１及び指標算出部４２を備える。
　収熱量算出部４０は、熱交換器２０－ｎの収熱量Ｑｎを熱交換器２０ごとに算出する。ここで、熱交換器２０－ｎの収熱量Ｑｎは、以下に示す式（２）で表される。
　Ｑｎ＝（Ｈｏｕｔ－Ｈｉｎ）×Ｗ　　　…（２）
　ここで、Ｈｏｕｔは、熱交換器２０の出口の蒸気顕熱（比エンタルピー）である。Ｈｉｎは、熱交換器２０の入口の蒸気顕熱（比エンタルピー）である。
　収熱量算出部４０は、計測データＤｎの蒸気温度Ｔｏｕｔと蒸気圧力Ｐｏｕｔとから比エンタルピーＨｏｕｔを求める。具体的には、収熱量算出部４０は、計測データＤｎの蒸気温度Ｔｏｕｔと蒸気圧力Ｐｏｕｔとから、蒸気表を用いて比エンタルピーＨｏｕｔを求める。また、収熱量算出部４０は、計測データＤｎの蒸気温度Ｔｉｎと蒸気圧力Ｐｉｎとから、蒸気表を用いて比エンタルピーＨｉｎを求める。
　ここで、蒸気表は、蒸気や水のエンタルピーやエントロピーなどの熱学的性質を表したテーブルである。この蒸気表は、情報処理装置２の格納部（不図示）に格納されている。当該格納部は、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）等のストレージである。
　したがって、収熱量算出部４０は、計測データＤｎの蒸気温度Ｔｏｕｔと蒸気圧力Ｐｏｕｔとに対応する比エンタルピーＨｏｕｔを上記蒸気表から取得する。また、収熱量算出部４０は、計測データＤｎの蒸気温度Ｔｉｎと蒸気圧力Ｐｉｎとに対応する比エンタルピーＨｉｎを上記蒸気表から取得する。
　そして、収熱量算出部４０は、式（２）に示すように、比エンタルピーＨｏｕｔから比エンタルピーＨｉｎを減算した値に対して、計測データＤｎの蒸気流量Ｗを乗算することで、収熱量Ｑｎを求める。
　温度差算出部４１は、熱交換器２０－ｎの温度差ΔＴｎを熱交換器２０ごとに算出する。ここで、温度差ΔＴｎとは、式（３）に示す通り、いわゆる対数平均温度差であって、その算出方法は公知である。
　ΔＴｎ＝（ΔＴ１－ΔＴ２）／ｌｎ（ΔＴ１／ΔＴ２）　　　…（３）
　ここで、ΔＴ１は、熱交換器２０－ｎの入口及び出口のうち、一方側における高温流体（排気ガス）と低温流体（熱交換器２０－ｎの蒸気）との温度差である。ΔＴ２は、熱交換器２０－ｎの入口及び出口のうち、他方側における高温流体（排気ガス）と低温流体（熱交換器２０－ｎの蒸気）との温度差である。
　なお、以下に示すように、高温流体と低温流体とのそれぞれの流れの方向が向流か並流かでΔＴ１及びΔＴ２の算出方法が異なる。
・（向流）
ΔＴ１＝ＴＧｏｕｔ－蒸気温度Ｔｉｎ
ΔＴ２＝ＴＧｉｎ－蒸気温度Ｔｏｕｔ
・（並流）
ΔＴ１＝ＴＧｉｎ－蒸気温度Ｔｉｎ
ΔＴ２＝ＴＧｏｕｔ－蒸気温度Ｔｏｕｔ
　ここで、ＴＧｏｕｔは、熱交換器２０－ｎの出口の排ガス温度（以下、「出口排ガス温度」という。）である。ＴＧｉｎは、熱交換器２０－ｎの入口の排ガス温度（以下、「入口排ガス温度」という。）である。
　温度差算出部４１は、出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎのそれぞれの計測値を火力発電所１から取得してもよいし、運転データから算出してもよい。
　例えば、温度差算出部４１は、排ガス温度計測部１４で計測された排ガス温度Ｔｇａｓと、各熱交換器２０－ｎの収熱量Ｑｎと、を用いて出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを熱交換器２０ごとに算出する。
　一例として、温度差算出部４１は、排ガス温度Ｔｇａｓ、各熱交換器２０－ｎの収熱量Ｑｎ、石炭水分割合Ｒ及び外気温度Ｔｏを用いて出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを熱交換器２０ごとに算出する方法について、説明する。
　温度差算出部４１は、ボイラ本体１０内の排ガスの流路内に設けられた複数の熱交換器２０のうち、最も下流側に設けられた熱交換器２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを求める。ここで、熱交換器２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔは、排ガス温度計測部１４で計測された排ガス温度Ｔｇａｓである。したがって、温度差算出部４１は、熱交換器２０－６においては、熱交換器２０－６の入口排ガス温度ＴＧｉｎを求めればよい。
　まず、温度差算出部４１は、熱交換器２０－６の入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出するにあたって、熱交換器２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ（排ガス温度Ｔｇａｓ）及び収熱量Ｑ６（ｎ＝６）を用いて、熱交換器２０－６の入口における燃焼ガスのエンタルピー（以下、「入口排ガスエンタルピー」という。）を算出する。なお、当該入口排ガスエンタルピーの算出に、石炭水分割合Ｒ、外気温度Ｔｏの情報をさらに用いてもよい。
　温度差算出部４１は、入口排ガスエンタルピー、石炭水分割合Ｒ及び外気温度Ｔｏから入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出する。
　これにより、温度差算出部４１は、熱交換器２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを求めることができる。
　次に、温度差算出部４１は、熱交換器２０－５の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出する。ここで、熱交換器２０－５の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔは、熱交換器２０－６の入口排ガス温度ＴＧｉｎに相当する。したがって、温度差算出部４１は、熱交換器２０－５においては、熱交換器２０－５の入口排ガス温度ＴＧｉｎを求めればよい。
　温度差算出部４１は、熱交換器２０－５の入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出するにあたって、熱交換器２０－５の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ（熱交換器２０－６の入口排ガス温度ＴＧｉｎ）及び収熱量Ｑ５（ｎ＝５）を用いて、熱交換器２０－５の入口排ガスエンタルピーを算出する。なお、当該入口排ガスエンタルピーの算出に、石炭水分割合Ｒ、外気温度Ｔｏの情報をさらに用いてもよい。温度差算出部４１は、熱交換器２０－５の入口排ガスエンタルピー、石炭水分割合Ｒ及び外気温度Ｔｏから、熱交換器２０－５の入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出する。これにより、温度差算出部４１は、熱交換器２０－５の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを求めることができる。同様に、温度差算出部４１は、熱交換器２０－４～２０－１に対して、熱交換器２０－５の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを求めた方法と同様の方法を用いることで、熱交換器２０－４～２０－１の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを算出することができる。
　ただし、本実施形態に係る温度差算出部４１は、熱交換器２０－１～２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを取得できればよく、運転データから公知の技術を用いて計算してもよいし、火力発電所１又は中央管理室５内の装置から熱交換器２０－１～２０－６の出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを取得してもよい。
　指標算出部４２は、収熱量算出部４０が算出した収熱量Ｑｎと、温度差算出部４１が算出した温度差ΔＴｎと、を用いるとともに式（１）を利用して、熱交換器２０－ｎの指標Ｋｎを求める。これにより、指標算出部４２は、運転データから、熱交換器２０－１の指標Ｋ１、熱交換器２０－２の指標Ｋ２、熱交換器２０－３の指標Ｋ３、熱交換器２０－４の指標Ｋ４、熱交換器２０－５の指標Ｋ５及び熱交換器２０－６の指標Ｋ６を求めることができる。
　指標算出部４２は、指標Ｋ１～指標Ｋ６を一定周期ごとに求めることで、熱交換器２０－１～熱交換器２０－６のそれぞれの伝熱状態の推移を求めることができる。その結果、複数の熱交換器２０のうち、灰障害が発生している熱交換器２０の判別が可能となる。
　判定部３２は、指標算出部４２により求められた各指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ以上か否かを一定周期ごとに判定する。ここで、指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ以上である場合は、灰障害等により伝熱状態が異常であることを示し、指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ未満である場合は、伝熱状態が正常であることを示す。すなわち、判定部３２は、情報処理部３１により求められた指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ以上である場合に、当該指標Ｋｎの熱交換器２０の伝熱状態が異常であると判定する。
　出力部３３は、指標算出部４２で求められた指標Ｋ１～指標Ｋ６を一定周期ごとに通信部３０を介して通信装置３に送信してもよい。また、出力部３３は、所定期間内において指標算出部４２で求められた指標Ｋ１～指標Ｋ６を、予め設定された時刻に通信部３０を介して通信装置３に送信してもよい。
　出力部３３は、判定部３２の結果を、通信部３０を介して通信装置３に送信してもよい。出力部３３は、判定部３２により、複数の指標Ｋ１～Ｋ６のうち、一つでも所定値Ｋｔｈ以上であると判定された場合には、第１の判定結果として、当該指標Ｋと当該指標Ｋの熱交換器２０を示す情報とを通信部３０を介して通信装置３に送信してもよい。また、出力部３３は、判定部３２により、複数の指標Ｋ１～Ｋ６のすべてが所定値Ｋｔｈ未満であると判定された場合には、その判定結果を第２の判定結果として、通信部３０を介して通信装置３に送信してもよいし、送信しなくてもよい。
　また、出力部３３は、第１の判定結果を電子メールやＳＮＳ（Social Network Service）により通信装置３に対して通知を行ってもよい。
　なお、出力部３３は、指標算出部４２で算出される指標Ｋ１～指標Ｋ６のそれぞれを時系列に情報処理装置２の記憶部に格納してもよい。その際、出力部３３は、指標Ｋ１～指標Ｋ６のそれぞれに対して、判定部３２の結果を紐づけて時系列に情報処理装置２の記憶部に格納してもよい。
　図１に戻り、通信装置３は、表示部５０及び表示制御部５１を備える。
　表示部５０は、情報を表示画面に表示する。例えば、表示部５０は、表示制御部５１の制御の下、各種情報を表示する。表示部５０は、パーソナルコンピュータ用のモニタであってよいし、携帯情報端末の表示デバイスであってもよい。
　表示制御部５１は、通信ネットワークＮを介して情報処理装置２から判定部３２の結果を取得し、その取得した判定結果を表示部５０に表示する。例えば、表示制御部５１は、第１の判定結果を表示してもよいし、第２の判定結果を表示してもよいし、その両方を表示してもよい。
　表示制御部５１は、指標算出部４２で求められた一定周期ごとの指標Ｋｎを表示部５０に表示してもよい。例えば、表示制御部５１は、図４に示すように、第１の軸を時間とし、第１の軸と交差する第２の軸を指標（指数）Ｋとして表された二次元のグラフを表示部５０に表示し、その二次元のグラフ上に、指標算出部４２で求められた一定周期ごとの指標Ｋｎをプロットしてもよい。
　また、表示制御部５１は、図５に示すように、指標Ｋ１～指標Ｋ６を表示部５０に表示するにあたって、表示部５０の表示画面を指標Ｋ１～指標Ｋ６のそれぞれに対応した複数の分割領域１００（１００－１～１００－６）に分割し、指標Ｋ１を分割領域１００－１に表示し、指標Ｋ２を分割領域１００－２に表示し、指標Ｋ３を分割領域１００－３に表示し、指標Ｋ４を分割領域１００－４に表示し、指標Ｋ５を分割領域１００－５に表示し、指標Ｋ６を分割領域１００－６に表示してもよい。その際、表示制御部５１は、表示部５０に表示された分割領域１００－１～１００－６の各指数Ｋが熱交換器２０－１～２０－６のどの熱交換器２０の指数であるのか判別可能に表示部５０に表示してもよい。例えば、表示制御部５１は、熱交換器２０の識別情報を、その熱交換器２０の指数Ｋを表示する分割領域１００に表示してもよい。そして、表示制御部５１は、表示部５０に表示する熱交換器２０の上記識別情報のうち、所定値Ｋｔｈ以上のＫｎの熱交換器２０の識別情報を第１の態様（例えば、第１の色）で表示し、所定値Ｋｔｈ未満のＫｎの熱交換器２０の識別情報を第２の態様（例えば、第１の色とは異なる第２の色）で表示してもよい。
　次に、本実施形態に係る保守管理システムＡの動作の流れを、図６を用いて説明する。図６は、本実施形態に係る保守管理システムＡのシーケンス図である。
　図６に示すように、火力発電所１のボイラ装置４に設けられた各装置や中央管理室５に設けられた各装置は、ボイラ装置４の運転データを情報処理装置２に一定周期ごとに送信する（ステップＳ１０１）。情報処理装置２は、運転データを受信すると、その運転データを用いて指標Ｋｎを算出する（ステップＳ１０２）。例えば、情報処理装置２は、運転データから蒸気表を用いて比エンタルピーＨｏｕｔ及び比エンタルピーＨｉｎを求め、その比エンタルピーＨｏｕｔから比エンタルピーＨｉｎを減算した値に対して、運転データ（計測データＤｎ）の蒸気流量Ｗを乗算することで、収熱量Ｑｎを求める。
　次に、情報処理装置２は、運転データから熱交換器２０の入口排ガスエンタルピーを求め、その入口排ガスエンタルピーから出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎを求める。そして、情報処理装置２は、蒸気温度Ｔｉｎ、蒸気温度Ｔｏｕｔ、出口排ガス温度ＴＧｏｕｔ及び入口排ガス温度ＴＧｉｎから温度差ΔＴｎを求める。
　そして、情報処理装置２は、収熱量Ｑｎと温度差ΔＴｎとを含む情報に基づいて指数Ｋｎを求める。
　情報処理装置２は、求めた指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ以上か否かを判定する（ステップＳ１０３）。情報処理装置２は、指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ以上であると判定した場合には、その判定結果を示す第１の判定結果を通信装置３に送信する（ステップＳ１０４）。一方、情報処理装置２は、指標Ｋｎが所定値Ｋｔｈ未満であると判定した場合には、その判定結果を示す第２の判定結果とを通信装置３に送信する（ステップＳ１０４）。
　通信装置３は、情報処理装置２から通信ネットワークＮを介して判定結果を取得した場合には、その判定結果を自装置の表示部５０に表示する（ステップＳ１０５）。この判定結果は、第１の判定結果でもよいし、第２の判定結果でもよいし、その両方であってもよい。例えば、通信装置３は、情報処理装置２から第１の判定結果を受信した場合には、所定値Ｋｔｈ以上のＫｎの熱交換器２０を示す情報を表示部５０に表示してもよい。また、通信装置３は、情報処理装置２が一定周期ごとに算出した指標Ｋｎを表示部５０に表示してもよい。これにより、火力発電所１の保守や管理を行っている者は、表示部５０に表示された指標Ｋｎを確認することで熱交換器２０に灰障害が起こっているか否かを把握でき、また、複数の熱交換器２０のうち灰障害が起こっている熱交換器２０を特定することができる。さらに、火力発電所１の保守や管理を行っている者は、通信装置３を操作して、情報処理装置２の記憶部に格納されている指標Ｋｎのデータを読み出して、表示部５０に対して一以上の指標Ｋｎを表示させることができる。さらに、火力発電所１の保守や管理を行っている者は、通信装置３を操作して、情報処理装置２の記憶部に格納されている指標Ｋｎのデータを読み出して、表示部５０に対して特定の熱交換器２０の指標Ｋｎを表示させることができる。したがって、各指標Ｋｎがすべて所定値Ｋｔｈ未満であっても、通信装置３は、表示部５０に指標Ｋｎを表示させることができる。
　以上、説明したように、本実施形態に係る情報処理装置２は、ボイラ装置４に設けられた一以上の熱交換器２０の伝熱状態を求める。具体的には、情報処理装置２は、熱交換器２０の収熱量Ｑｎと、ボイラ装置４内の排ガスと当該熱交換器２０内の蒸気との温度差ΔＴと、を含む情報に基づいて当該熱交換器２０の伝熱状態を示す指標Ｋｎを算出する情報処理部３１を備える。すなわち、情報処理部３１は、指標Ｋｎを求めることで熱交換器２０の灰障害の見える化（可視化）を実現する。
　このような構成によれば、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者は、灰障害が発生している熱交換器２０を早期に発見することができる。
　ここで、現状では、熟練者の経験により灰障害の有無や伝熱状態を判断しており、熱交換器２０の伝熱状態を直接的に定量することは行われていない。さらに、熟練者による経験則に基づく判断には、技術伝承上／事業拡大上の難しさがあると同時に、その判断も必ず正確ということはなく、灰障害を発見するのは困難である。
　本実施形態では、熱交換器２０の形状によらず簡便な方法で熱交換器２０の伝熱状態を示す指標Ｋｎを算出することで、熱交換器２０の伝熱状態を直接的に定量することが可能となり、灰障害を早期に発見することが可能となる。
　また、情報処理部３１は、ボイラ装置４に設けられた複数の熱交換器２０のそれぞれに対して指標Ｋｎを算出する。これにより、火力発電所１の保守や管理を行っている事業者や作業者は、灰障害が発生している熱交換器２０を特定することができ、灰障害を緩和する処理を効率的に実行することができる。なお、情報処理部３１は、複数の熱交換器２０のそれぞれに対して算出した指標Ｋｎから灰障害が発生している熱交換器２０を特定してもよい。
　以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
　上記実施形態のボイラ装置４は、熱交換器２０ごとに、第１の温度センサ２１、第２の温度センサ２２、第１の圧力センサ２３、第２の圧力センサ２４及び流量センサ２５を備えているが、これに限定されない。例えば、ボイラ装置４は、熱交換器２０ごとに計測データＤを計測できればよく、計測データＤを計測する方法や構成には特に限定されない。例えば、ボイラ装置４は、所定の熱交換器２０の第１の温度センサ２１、第２の温度センサ２２、第１の圧力センサ２３、第２の圧力センサ２４及び流量センサ２５の少なくともいずれかの計測センサと、他の熱交換器２０の計測センサとを兼用してもよい。
　なお、明細書の全体において、ある部分がある構成要素を「含む」、「有する」や「備える」とする時、これは、特に反対の記載がない限り、他の構成要素を除くものではなく、他の構成要素をさらに含むことができるということを意味する。
　上述した情報処理装置２の全部または一部をコンピュータで実現するようにしてもよい。この場合、上記コンピュータは、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）などのプロセッサ、コンピュータ読み取り可能な記録媒体及び入出力装置（送受信装置）を備えてもよい。そして、上記情報処理装置２の全部または一部の機能をコンピュータで実現するためのプログラムを上記コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムを上記プロセッサに読み込ませ、実行することによって実現してもよい。ここで、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＣＤ－ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含んでもよい。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよく、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等のプログラマブルロジックデバイスを用いて実現されるものであってもよい。
　本開示は、石炭焚ボイラに設けられた一以上の熱交換器の伝熱状態を求める情報処理装置に利用することができる。
１　火力発電所
２　情報処理装置
３　通信装置
２０　熱交換器
３１　情報処理部
３２　判定部
３３　出力部
４０　収熱量算出部
４１　温度差算出部
４２　指標算出部

Claims (5)

  1. 　石炭焚ボイラに設けられた一以上の熱交換器の伝熱状態を求める情報処理装置であって、
    　前記熱交換器の収熱量と、前記石炭焚ボイラ内の排ガスと当該熱交換器内の蒸気との対数平均温度差と、を含む情報に基づいて当該熱交換器の伝熱状態を示す指標を算出する情報処理部を備える、情報処理装置。
  2. 　前記情報処理部は、前記収熱量をＱとし、前記対数平均温度差をΔＴとし、前記指標をＫとした場合に、前記指標を以下の式に従って求める、請求項１に記載の情報処理装置。
    　Ｋ＝Ｑ／ΔＴ
  3. 　前記情報処理部により求められた前記指標が所定値以上である場合に前記伝熱状態が異常であると判定する判定部を更に備える、請求項１又は２に記載の情報処理装置。
  4. 　前記情報処理部は、前記熱交換器ごとの前記指標をそれぞれ一定周期ごとに算出する、請求項１から３のいずれか一項に記載の情報処理装置。
  5. 　前記情報処理部は、
    　前記熱交換器における入口の蒸気の比エンタルピーと当該熱交換器における出口の蒸気の比エンタルピーとの差分値に、当該蒸気の流量を乗算することで当該熱交換器の収熱量を求める収熱量算出部と、
    　前記熱交換器を通過した前記排ガスの温度の計測値と当該熱交換器の前記収熱量とを用いて前記対数平均温度差を算出する温度差算出部と、
    　前記収熱量及び前記対数平均温度差とから前記指標を算出する指標算出部と、
    　を備える、請求項１から４のいずれか一項に記載の情報処理装置。
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