(57)【要約】【課題】導入される排気ガスの状態量から発生蒸気の状態量を推定することが可能な排熱回収ボイラの物理モデルを構築し、これによってコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを確立することができる排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法を提供する。【解決手段】排気ガスのボイラ入口温度の計算値Ｔg_inと所定の設定値（又は実測値）Ｔg_in_dとの偏差、低圧蒸発器１７における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Ｑ2_aと排気ガス−水温度差から算出した伝熱量Ｑ2_bとの偏差、高圧蒸発器１５における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Ｑ4_aと排気ガス−水温度差から算出した伝熱量Ｑ4_bとの偏差をパラメータとして予め記憶した目的関数Ｅが例えばゼロに近づくように、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhp、圧力、温度Ｔlp，Ｔhpの最適値を演算する。【選択図】図７
2006194550.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法であって、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして予め記憶手段に記憶した目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。
【請求項２】
請求項１記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法において、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を前記演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。
【請求項３】
請求項１記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法において、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を前記演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。
【請求項４】
ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置であって、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとした目的関数を予め記憶した記憶手段と、
この記憶手段に予め記憶した前記目的関数が所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する演算手段を備えたことを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。
【請求項５】
請求項４記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置において、前記演算手段は、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記記憶手段に予め記憶した前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。
【請求項６】
請求項４記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置において、前記演算手段は、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。
【請求項７】
ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルが物理モデル部に格納され、
前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を累積損失額演算手段で演算し、
作業時期判定手段で前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。
【請求項８】
請求項７記載の発電設備の保全計画支援方法において、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示手段に表示することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。
【請求項９】
請求項７記載の発電設備の保全計画支援方法において、前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに提供することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。
【請求項１０】
ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、
前記コンバインドサイクル発電設備のプロセスデータを取得して格納するプロセスデータ部と、
前記プロセスデータから前記ガスタービン、前記排熱回収ボイラ、及び前記蒸気タービンの機器特性データをそれぞれ演算して格納する機器特性データ部と、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを格納する物理モデル部と、
前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を演算する累積損失額演算手段と、
この累積損失額演算手段で演算された前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定する作業時期判定手段とを備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。
【請求項１１】
請求項１０記載の発電設備の保全計画支援システムにおいて、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示する表示手段をさらに備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。
【請求項１２】
請求項１０記載の発電設備の保全計画支援システムにおいて、前記作業時期判定手段で判定された前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに送信する通信制御手段をさらに備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、排熱回収ボイラに係わり、特に、コンバインドサイクル発電設備を対象とした発電設備に関する。
【背景技術】
【０００２】
コンバインドサイクル発電設備は、ガスタービンと蒸気タービンの両方で発電を行うものである。ガスタービンは、取り込んだ大気を圧縮機により圧縮して圧縮空気を生成し、この圧縮空気を用いて燃焼器で燃料を燃焼して燃焼ガスを生成し、この燃焼ガスによってタービンを回転させて発電を行う。そして、ガスタービンの排気ガス（排熱）を利用して排熱回収ボイラで高温・高圧の蒸気を生成し、この蒸気を蒸気タービンの回転動力に使用する。
【０００３】
ところで、ガスタービンは、大気取り込みの際に大気中の塵芥をフィルタ等で取り除いているが、取り除きれない塵芥が侵入して圧縮機翼に付着し、圧縮機効率が徐々に低下して発電効率が低下するため、洗浄作業をしばし行う必要がある。この洗浄作業の実施時期を判定するものとして、従来例えば、圧縮機吸い込み空気温度と入口案内翼開度の影響を補正により差し引いた補正圧縮機効率を算出し、この補正圧縮機効率と前回洗浄後の圧縮機効率初期値とを比較して洗浄時期を判定する方法が提唱されている（例えば、特許文献１参照）。
【０００４】
【特許文献１】特開平８−２９６４５３号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、上記従来技術には以下のような改善の余地があった。
すなわち、上記従来技術では、圧縮機効率の低下量からガスタービンの圧縮機の洗浄時期を判定するようになっており、言い換えれば圧縮機の汚れの度合いが一定に達したときを洗浄時期と判定するようになっている。そのため、洗浄作業に要する作業費負担、洗浄中の発電設備停止による発電損失、及び洗浄作業によって圧縮機効率が回復したときの運転費用（例えば燃料費用等）軽減を考慮したトータルコスト（言い換えれば、コスト対効果）の観点では、洗浄時期が最適になるとは限らなかった。また例えばガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンで構成されたコンバインドサイクル発電設備において、圧縮機効率のようにガスタービンの性能のみに関連するパラメータから洗浄時期を判定すると、蒸気タービンの影響が考慮されないので、洗浄時期が最適になるとは限らなかった。
【０００６】
またコンバインドサイクル発電設備では、例えばガスタービン性能が低下すると、ガスタービン出力は低下するものの、発生熱量から動力への変換量が減少してガスタービンの排気ガス温度が上昇するため、排熱回収ボイラで生成する蒸気量が増加し、これによって蒸気タービン出力は増加する。すなわち、ガスタービンの性能変化に対し、ガスタービン出力と蒸気タービン出力は相反する挙動を示す。また、コンバインドサイクル発電設備は、ガスタービン、蒸気タービン、及び発電機が１つの軸で連結した1軸型のものが多く、このような場合に計測できるのは発電設備の総合出力であり、ガスタービンと蒸気タービンの出力はそれぞれ計測できなかった。これらの理由から、ガスタービン性能が回復した場合のガスタービン出力及び蒸気タービン出力を合わせた発電設備の総合出力への影響、しいては運転費用の軽減額を求めることは困難であった。
【０００７】
したがって、トータルコストを抑えた保全作業の最適な実施時期を判定するためには、ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンのうち少なくとも１つの機器特性をパラメータに含めた発電設備全体の物理モデルを構築しなければならず、ガスタービンの物理モデル、排熱回収ボイラの物理モデル、及び蒸気タービンの物理モデルを連携する必要があった。すなわち、ガスタービンの物理モデルの出力値（排気ガスの状態量）が排熱回収ボイラの物理モデルに入力され、この排熱回収ボイラの物理モデルの出力値（発生蒸気の状態量）がガスタービンの物理モデルに入力されるように、排熱回収ボイラの物理モデルを構築する必要があった。
【０００８】
本発明の目的は、導入される排気ガスの状態量から発生蒸気の状態量を推定することが可能な排熱回収ボイラの物理モデルを構築し、これによってコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを確立することができる排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法及び発生蒸気推定装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
（１）上記目的を達成するために、本発明は、ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法であって、排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして予め記憶手段に記憶した目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算手段で演算する。
【００１０】
本発明においては、演算手段で排熱回収ボイラにおける排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支を演算する際、例えば、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値（又は実測値）を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気（又は水）の圧力は予め記憶手段に記憶された流量−圧力の変換関数を用いて算出入力する。そして、ボイラ出口側からボイラ入口側までの熱交換器（例えば節炭器、蒸発器、過熱器）毎に熱収支関係式を用いて順次演算し（詳細には、排気ガスの熱交換器出口側温度及び蒸気（又は水）の熱交換器入口側温度等を入力して排気ガスの熱交換器入口側温度及び蒸気（又は水）の熱交換器出口側温度を算出し、これら算出値を隣接する熱交換器における排気ガスの熱交換器出口側温度及び蒸気（又は水）の熱交換器入口側温度として入力する演算を繰り返し）、排気ガスのボイラ入口温度及び発生蒸気の温度等を算出する。そして、排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値（又は実測値）との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして予め記憶手段に記憶された目的関数が、所定の目標値に近づくように、上述の演算を繰り返し、排気ガスのボイラ出口温度及び発生蒸気の流量の最適値を求める。これにより、最終的に発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を求めることができる。
【００１１】
以上のように本発明においては、導入される排気ガスの状態量から発生蒸気の状態量を推定することができ、このような排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを確立することができる。
【００１２】
（２）上記（１）において、好ましくは、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を前記演算手段で演算する。
【００１３】
（３）上記（１）において、また好ましくは、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を前記演算手段で演算する。
【００１４】
（４）上記目的を達成するために、また本発明は、ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置であって、排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとした目的関数を予め記憶した記憶手段と、この記憶手段に予め記憶した前記目的関数が所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する演算手段を備える。
【００１５】
（５）上記（４）において、好ましくは、前記演算手段は、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記記憶手段に予め記憶した前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する。
【００１６】
（６）上記（４）において、また好ましくは、前記演算手段は、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を演算する。
【００１７】
（７）本発明の発電設備の保全計画支援方法は、ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルが物理モデル部に格納され、前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を累積損失額演算手段で演算し、作業時期判定手段で前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定する。
【００１８】
上記（１）で説明したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いることにより、機器特性が回復したときの発電設備の総合出力への影響（言い換えれば、ガスタービン出力及び蒸気タービン出力へのそれぞれ影響）を求めることができる。これにより、発電設備の保全作業が行われないことによる累積損失額を算出し、その累積損失額と保全費用額とを比較するので、トータルコストを抑えた保全作業の実施時期を判定することができる。
【００１９】
（８）上記（７）において、好ましくは、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示手段に表示する。
【００２０】
（９）上記（７）において、また好ましくは、前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに提供する。
【００２１】
（１０）本発明の発電設備の保全計画支援システムは、ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、前記コンバインドサイクル発電設備のプロセスデータを取得して格納するプロセスデータ部と、前記プロセスデータから前記ガスタービン、前記排熱回収ボイラ、及び前記蒸気タービンの機器特性データをそれぞれ演算して格納する機器特性データ部と、排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを格納する物理モデル部と、前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を演算する累積損失額演算手段と、この累積損失額演算手段で演算された前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定する作業時期判定手段とを備える。
【００２２】
（１１）上記（１０）において、好ましくは、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示する表示手段をさらに備える。
【００２３】
（１２）上記（１０）において、また好ましくは、前記作業時期判定手段で判定された前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに送信する通信制御手段をさらに備える。
【発明の効果】
【００２４】
本発明によれば、コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを確立することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２５】
以下、本発明の一実施形態を、図面を参照しつつ説明する。
図１は、本発明の対象となるコンバインドサイクル発電設備の機器構成を表す概略図であり、図２は、本発明の対象となる排熱回収ボイラの構成を一例として表す概略図である。
【００２６】
これら図１及び図２において、コンバインドサイクル発電設備は、被圧縮空気（大気）を圧縮する圧縮機１、この圧縮機１からの圧縮空気と燃料とを混合して燃焼する燃焼器２、この燃焼器２からの燃焼ガス（圧縮・加熱された空気）が膨張して回転駆動するタービン（膨張機）３を備えたガスタービン４と、このガスタービン４の回転軸に連結されるとともに復水器５を備えた蒸気タービン６と、これらガスタービン４及び蒸気タービン６で発生した回転動力によって駆動する発電機７と、ガスタービン４からの排気ガス（膨張仕事を終えた燃焼ガス）と配管８を介し復水器５から回収した水とを熱交換して蒸気（本実施形態では、圧力及び温度がそれぞれ異なる低圧主蒸気と高圧主蒸気）を生成し、それら低圧主蒸気及び高圧主蒸気を配管９，１０を介し蒸気タービン６に供給する排熱回収ボイラ１１とで構成されている。なお、蒸気タービン６で利用された蒸気は、復水器５で冷却されて水に戻され、再び排熱回収ボイラ１１に回収されるようになっており、蒸気タービン６、復水器５、及び排熱回収ボイラ１１の間で循環するようになっている。
【００２７】
排熱回収ボイラ１１は、ガスタービン４から導入された排気ガスが略水平方向に（図２中右側から左側へ）流れるダクト通路１２を備えており、このダクト通路１２内には、排気ガスのボイラ入口側（図２中右側）からボイラ出口側（図２中左側）に向かって、高圧二次過熱器１３、高圧一次過熱器１４、高圧蒸発器１５、高圧節炭器１６、低圧蒸発器１７、及び低圧節炭器１８と呼ばれる複数の熱交換器（詳細は図示しないが、例えば蒸気又は水が流れる複数の配管を束ねた構造）がその順序で設けられている。これら熱交換器における排気ガスと蒸気（又は水）の熱交換により、ダクト通路１２内の排気ガスは、ボイラ入口側からボイラ出口側に向かって温度が低下し、一方、各熱交換器内の蒸気（又は水）は、温度が上昇するようになっている。
【００２８】
復水器５から配管８を介し回収された水は、低圧節炭器１８に導入されて加熱され、その一部が、ダクト通路１２の上側（図２中上側）に設けた低圧蒸気ドラム１９に配管２０を介し導入されるようになっている。低圧蒸気ドラム１９の下側（図２中下側）には上記低圧蒸発器１７が接続されており、低圧蒸発器１７に導入された水が加熱されて沸騰し、発生した蒸気（低圧主蒸気）は上昇して低圧蒸気ドラム１９に流れ込み、配管９を介し蒸気タービン６に供給されるようになっている。
【００２９】
また、配管２０には分岐接続された配管２１が設けられており、この配管２１を介し低圧節炭器１８からの水の一部が上記高圧節炭器１６に導入されて加熱され、ダクト通路１１の上側に設けた高圧蒸気ドラム２２に配管２３を介し導入されるようになっている。高圧蒸気ドラム２２の下側には上記高圧蒸発器１５が接続されており、高圧蒸発器１５に導入された水が加熱されて沸騰し、発生した蒸気（高圧主蒸気）は上昇して高圧蒸気ドラム２２に流れ込む。そして、高圧蒸気ドラム２２内の蒸気は、配管２４を介し上記高圧一次過熱器１４に導入されて加熱され、その後、配管２５及び高圧スプレイ２６を介し上記高圧二次過熱器１３に導入されるようになっている。
【００３０】
高圧スプレイ２６は、配管２１に分岐接続された配管２７を介し低圧節炭器１８からの水の一部（すなわち、高圧一次過熱器１４で加熱された蒸気温度より温度が低い水）を噴霧して、高圧一次過熱器１４からの蒸気の温度を低下させるようになっている。そして、高圧二次過熱器１３に導入された蒸気が加熱され、配管１０を介し蒸気タービン６に供給されるようになっている。なお、高圧スプレイ２６による蒸気温度の低下は、高圧主蒸気の温度（ボイラ出口温度）を所定の設定値に制御し、蒸気タービン６の劣化の急激な進行を防止するためのものである。したがって、起動・停止時を除く通常運転時においては、排気ガスの状態量（例えば流量、圧力、温度、及び組成等）が変化しても、高圧主蒸気の温度は一定となるように制御される。すなわち、高圧主蒸気の流量及び圧力は変動することとなる。
【００３１】
以上のように構成されたコンバインド発電プラントでは、通常、例えば圧縮機効率を回復するための圧縮機１の清掃作業等といった保全作業を行う必要がある。このような保全作業の実施時期を判定するための発電設備の保全計画システムの一実施形態について、詳細を説明する。
【００３２】
図３は、本実施形態による発電設備の保全計画支援システムの概略構成を表すブロック図であり、図４は、コンバインドサイクル発電設備の物理モデルの構成を表すブロック図である。
【００３３】
これら図３及び図４において、保全計画支援システム２８は、上記コンバインドサイクル発電設備のセンサーデータ、設定入力データ、及び制御信号等のプロセスデータを取得して格納するプロセスデータ部２９と、前記プロセスデータから機器特性データ（例えばガスタービン４の圧縮機効率等）を算出する機器特性データ部３０と、前記プロセスデータからコンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を構築して格納する物理モデル部３２と、コンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を用いて、保全作業が行われたときの機器特性の回復による発電設備の総合出力への影響及び運転費用の軽減額を算出し、これによって保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を算出する累積損失額演算部３３（例えばＣＰＵ等）と、この累積損失額演算部３３で算出された累積損失額と保全費用額とを比較して保全作業の実施時期を判定する作業時期判定部３４（例えばＣＰＵ等）とを有する。また、保全計画支援システム２８は、前述した保全費用額などを操作者が入力可能な入力部３５（例えばキーボード等）と、例えば前述した運転費用の軽減額又は累積損失額等のトレンドデータ（後述の図９（ｄ）参照）を表示する表示部３６（例えば画面表示装置等）と、作業時期判定部３４で判定された保全作業の実施時期を含む情報をインターネット又は専用通信線等の通信手段（図示せず）を介しユーザに送信する通信制御部３７とを有する。
【００３４】
コンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１（Ｃ／Ｃ発電設備モデル）は、ガスタービンの物理モデル（ＧＴモデル）３８と、排熱回収ボイラの物理モデル（ＨＲＳＧモデル）３９と、蒸気タービンの物理モデル（ＳＴモデル）４０とで構成されている。
【００３５】
ガスタービンの物理モデル３８では、その機器特性（圧縮機効率、燃料効率、タービン効率）及び燃料・空気の状態量（条件）に基づいて、ガスタービン出力（ＧＴ出力）及び排気ガスの状態量等を算出するようになっている。また、蒸気タービンの物理モデル４０では、その機器特性及び後述する排熱回収ボイラの物理モデル３９で算出した発生蒸気の状態量に基づいて、蒸気タービン出力（ＳＴ出力）等を算出するようになっている。
【００３６】
本実施形態の要部である排熱回収ボイラの物理モデル３９は、その機器特性（各熱交換器における圧力損失、伝熱面積、熱通過係数等）及び上記ガスタービンの物理モデル３８で算出した排気ガスの状態量等（加えて、水のボイラ入口温度）に基づいて、発生蒸気の状態量（流量、圧力、及び温度）を算出可能としている。このような排熱回収ボイラの物理モデル３９について詳細を説明する。
【００３７】
図５は、上記低圧節炭器１８、高圧節炭器１６、高圧一次過熱器１４、及び高圧二次過熱器１３における排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支関係を説明するための概略図であり、図６は、上記低圧蒸発器１７及び高圧蒸発器１５における排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支関係を説明するための概略図である。これら図５及び図６、前述の図２を参照しながら、各熱交換器（詳細には、低圧節炭器１８、低圧蒸発器１７、高圧節炭器１６、高圧蒸発器１５、高圧一次過熱器１４、高圧二次過熱器１２）における排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支の計算方法について順を追って説明する。
【００３８】
（１）排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支関係式
各熱交換器において、排気ガス及び蒸気（又は水）の熱収支により下記の式（１）及び式（２）が与えられる。なお、下記の式（１）及び式（２）において、低圧節炭器１８（ｉ＝１）、低圧蒸発器１７（ｉ＝２）、高圧節炭器１６（ｉ＝３）、高圧蒸発器１５（ｉ＝４）、高圧一次過熱器１４（ｉ＝５）、及び高圧二次過熱器１３（ｉ＝６）とする。
【００３９】
Ｑi_a＝Ｆg（Ｈi_g_in−Ｈi_g_out）＝Ｆi_w（Ｈi_w_out−Ｈi_w_in）・・・（１）
Ｑi_a：各熱交換器における伝熱量
Ｆg：各熱交換器における排気ガスの流量
Ｈi_g_in：各熱交換器における排気ガス入口側のエンタルピ
Ｈi_g_out：各熱交換器における排気ガス出口側のエンタルピ
Ｆi_w：各熱交換器における蒸気（又は水）の流量
Ｈi_w_out：各熱交換器における蒸気（又は水）出口側のエンタルピ
Ｈi_w_in：各熱交換器における蒸気（又は水）入口側のエンタルピ
なお、排気ガスの入口側エンタルピＨi_g_inは、各熱交換器における排気ガスの入口側圧力及び入口側温度から物性表に基づいて求められ、排気ガスの出口側エンタルピＨi_g_outは、各熱交換器における排気ガスの出口側圧力及び出口側温度から物性表に基づいて求められる。また、蒸気（又は水）の出口側エンタルピＨi_w_outは、各熱交換器における蒸気（又は水）の出口側圧力及び出口側温度から物性表に基づいて求められ、蒸気（又は水）の入口側エンタルピＨi_w_inは各熱交換器における蒸気（又は水）の入口側圧力及び入口側温度から物性表に基づいて求められる。すなわち、この式（１）は、エンタルピ換算が介在するものの排気ガス及び蒸気（又は水）の流量、温度、圧力を変数とした関係式であり、各熱交換器における伝熱量Ｑi_aは、排気ガスの出入口温度差又は蒸気（又は水）の出入口温度差から算出した伝熱量といえる。
【００４０】
Ｑi_b＝Ｋi×Ａi×ΔＴi・・・（２）
Ｑi_b：各熱交換器における伝熱量
Ｋi：各熱交換器の熱通過率
Ａi：各熱交換器の伝熱面積
ΔＴi：各熱交換器における排気ガスと蒸気（又は水）の温度差
なお、各熱交換器の熱通過率Ｋi及び伝熱面積Ａiは所定の設計値として与えられ、排気ガスと蒸気（又は水）の温度差ΔＴiは下記の式（３）〜式（５）で与えられる。
ΔＴi＝（Ｔi_g−Ｔi_w）／ln（Ｔi_g−Ｔi_w）・・・（３）
Ｔi_g：各熱交換器における排気ガスの代表温度
Ｔi_w：各熱交換器における蒸気（又は水）の代表温度
Ｔi_g＝（Ｔi_g_in＋Ｔi_g_out）／２・・・（４）
Ｔi_g_in：各熱交換器における排気ガスの入口側温度
Ｔi_g_out：各熱交換器における排気ガスの出口側温度
Ｔi_w＝（Ｔi_w_in＋Ｔi_w_out）／２・・・（５）
Ｔi_w_in：各熱交換器における蒸気（又は水）の入口側温度
Ｔi_w_out：各熱交換器における蒸気（又は水）の出口側温度
上記の式（２）は、排気ガス及び蒸気（又は水）の温度を変数とした関係式であり、各熱交換器における伝熱量Ｑi_bは、排気ガスと蒸気（又は水）の温度差から算出した伝熱量といえる。
【００４１】
（２）流量条件
全熱交換器において、排気ガスの流量Ｆgは一定値（＝ボイラ入口側流量）である。詳細には、ガスタービン４における燃料流量と圧縮空気量の合計から求めることが可能である。
【００４２】
一方、各熱交換器における蒸気（又は水）の流量Ｆi_wは未知数であるため、配管９における低圧主蒸気の流量Ｆlp、配管１０における高圧主蒸気の流量Ｆhp、高圧スプレイ２６での噴射流量Ｆspの最適値をそれぞれ求める必要がある。それら流量Ｆlp，Ｆhp，Ｆspの最適値が求まれば、低圧節炭器１８における水の流量Ｆ1_w＝（Ｆlp＋Ｆhp）となり、低圧蒸発器１７における蒸気の流量Ｆ2_w＝Ｆlpとなる。また、配管２７における高圧スプレイ２６の噴射流量Ｆspから高圧節炭器１６、高圧蒸発器１５、及び高圧一次過熱器１４における蒸気（又は水）の流量Ｆ3_w，Ｆ4_w，Ｆ5_wはそれぞれ（Ｆhp−Ｆsp）となり、高圧二次過熱器１３における蒸気の流量Ｆ6_w＝Ｆhpとなる。
【００４３】
（３）圧力条件
各熱交換器における排気ガスの出口側圧力及び入口側圧力は、例えば内部メモリ等の記憶手段に記憶され、排気ガス流量Ｆgに応じて予め設定された各熱交換器の圧力損失値から順次求めることが可能である。すなわち、まず低圧節炭器１８における排気ガスの出口側圧力（言い換えれば、排熱回収ボイラ１１のボイラ出口圧力）は大気圧であり、この大気圧に対し低圧節炭器１８の圧力損失を加算した値を低圧節炭器１８における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した低圧節炭器１８における排気ガスの入口側圧力（言い換えれば低圧蒸発器１７における排気ガスの出口側圧力）に対し低圧蒸発器１７の圧力損失を加算した値を低圧蒸発器１７における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した低圧蒸発器１７における排気ガスの入口側圧力（言い換えれば高圧節炭器１６における排気ガスの出口側圧力）に対し高圧節炭器１６の圧力損失を加算した値を高圧節炭器１６における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧節炭器１６における排気ガスの入口側圧力（言い換えれば高圧蒸発器１５における排気ガスの出口側圧力）に対し高圧蒸発器１５の圧力損失を加算した値を高圧蒸発器１５における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧蒸発器１５における排気ガスの入口側圧力（言い換えれば高圧一次過熱器１４における排気ガスの出口側圧力）に対し高圧一次過熱器１４の圧力損失を加算した値を高圧一次過熱器１４における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧蒸発器１５における排気ガスの入口側圧力（言い換えれば高圧一次過熱器１４における排気ガスの出口側圧力）に対し高圧一次過熱器１４の圧力損失を加算した値を高圧一次過熱器１４における排気ガスの入口側圧力として算出する。
【００４４】
一方、各熱交換器における蒸気（又は水）の入口側圧力及び出口側圧力は、例えば内部メモリ等の記憶手段に記憶され、各熱交換器に対応して予め設定された流量−圧力変換関数に基づいて求められる。
【００４５】
（４）温度条件
図５に示すように上記低圧節炭器１８、高圧節炭器１６、高圧一次過熱器１４、及び高圧二次過熱器１３においては、詳細は後述するが、排気ガスの出口側温度Ｔi_g_out及び蒸気（又は水）の入口側温度Ｔi_w_in等（加えて、上記の流量及び圧力の条件）が与えられ、上記式（１）及び式（２）の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ｔi_g_in及び蒸気（又は水）の出口側温度Ｔi_w_outが算出される。
【００４６】
一方、図６に示すように上記低圧蒸発器１７及び高圧蒸発器１５においては、水が蒸気に相変化して飽和状態にあるため、圧力が既知であれば物性表により蒸気の出口側温度（飽和温度）Ｔi_w_outを求めることができる。したがって、蒸気の出口側温度Ｔi_w_out、水の入口側温度Ｔi_w_in、及び排気ガスの出口側温度ＴI_g_out等（加えて、上記の流量及び圧力の条件）が与えられ、上記式（１）により、排気ガスの入口側温度Ｔi_g_inを算出するようになっている。なお、低圧蒸発器１７（又は高圧蒸発器１５）における水の入口側温度Ｔi_w_in及び蒸気の出口側温度Ｔi_w_outは、低圧蒸気ドラム１９（又は高圧蒸気ドラム１７）における水の入口側温度及び蒸気の出口側温度とみなしている。
【００４７】
以上のような関係式及び条件により、排熱回収ボイラ１１に導入される排気ガスの状態量（ボイラ入口温度及び流量）から発生した低圧主蒸気及び高圧主蒸気の状態量（流量、圧力、及び温度）を算出推定する方法について説明する。図７は、本実施形態による排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法の手順内容を表すフローチャートである。
【００４８】
この図７において、まずステップ１１０で、復水器５からの水のボイラ入口温度Ｔw_in、ガスタービン４からの排気ガスのボイラ入口温度Ｔg_in及び流量Ｆgは、所定の設定値（又は実測値）を入力する。ステップ１２０に進んで、排気ガスの流量Ｆgに応じた各熱交換器の圧力損失を読み込み又は算出し、各熱交換器における排気ガスの入口側圧力及び出口側圧力を算出する。ステップ１３０に進んで、内部メモリ等の記憶手段に予め初期入力値として設定記憶された排気ガスのボイラ出口温度Ｔg_out、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の発生流量Ｆlp，Ｆhpをそれぞれ読み込み、ステップ１４０に進んで、内部メモリ等の記憶手段に予め初期入力値として設定記憶された高圧スプレイ２６の噴射流量の最大値Ｆsp_max及び最小値Ｆsp_minを読み込む。ステップ１５０に進んで、高圧スプレイ２６の噴射流量Ｆspの初期値として（Ｆsp_max＋Ｆsp_min）／２を算出する。ステップ１６０に進んで、上記低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhp、高圧スプレイ２６の噴射流量Ｆspに基づき各熱交換器における蒸気（又は水）の流量Ｆ1_w〜Ｆ6_wを算出し、ステップ１７０に進んで、各熱交換器の流量−圧力の変換関数により各熱交換器における蒸気（又は水）の入口側圧力及び出口側圧力を算出する。
【００４９】
そして、ステップ１８０に進んで、上記低圧節炭器１８、低圧蒸発器１７、高圧節炭器１６、高圧蒸発器１５、高圧一次過熱器１４、高圧二次過熱器１３の順序で、上記の式（１）及び式（２）を用いて、各熱交換器における排気ガスの入口側温度Ti_g_in及び蒸気（又は水）の出口側温度Ｔi_w_outを算出する。詳細には、まず低圧節炭器１８において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び水の流量Ｆ1_w＝Ｆlp＋Ｆhp、これらに応じた排気ガス及び水の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ1_g_outには上述した初期入力値のボイラ出口温度Ｔg_outが入力され、水の入口側温度Ｔ1_w_inには上述した設定値のボイラ入口温度Ｔw_inが入力された上記式（１）及び式（２）の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ｔ1_g_in及び水の出口側温度Ｔ1_w_outを算出する。
【００５０】
低圧蒸発器１７において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び蒸気（又は水）の流量Ｆ2_w＝Ｆlp、これらに応じた排気ガス及び蒸気（又は水）の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ2_g_outには低圧節炭器１８における入口側温度Ｔ1_g_inが入力され、水の入口側温度Ｔ2_w_inには低圧節炭器１８における出口側温度Ｔ1_w_outが入力され、また出口側圧力に応じて別途求めた蒸気の出口側温度（飽和温度）Ｔ2_w_outが入力された式（１）により排気ガスの入口側温度Ｔ2_g_inを算出する。なお、算出した低圧蒸発器１７における蒸気の流量F2_w、出口側圧力、及び出口側温度Ｔ2_g_outは、発生した低圧主蒸気の流量Ｆlp、圧力、及び温度Ｔlpである。
【００５１】
高圧節炭器１６において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び水の流量Ｆ3_w＝Ｆhp−Ｆsp、これらに応じた排気ガス及び水の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ3_g_outには低圧蒸発器１７における入口側温度Ｔ2_g_inが入力され、水の入口側温度Ｔ3_w_inには低圧節炭器１８における出口側温度Ｔ1_w_outが入力された式（１）及び式（２）の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ｔ3_g_in及び水の出口側温度Ｔ3_w_outを算出する。
【００５２】
高圧蒸発器１５において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び蒸気（又は水）の流量Ｆ4_w＝Ｆhp−Ｆsp、これらに応じた排気ガス及び蒸気（又は水）の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ4_g_outには高圧節炭器１６における入口側温度Ｔ3_g_inが入力され、水の入口側温度Ｔ4_w_inには高圧節炭器１６における出口側温度Ｔ3_w_outが入力され、また出口側圧力に応じて別途求めた蒸気の出口側温度（飽和温度）Ｔ4_w_outが入力された式（１）により排気ガスの入口側温度Ｔ4_g_inを算出する。
【００５３】
高圧一次過熱器１４において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び蒸気の流量Ｆ5_w＝Ｆhp−Ｆsp、これらに応じた排気ガス及び蒸気の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ5_g_outには高圧蒸発器１５における入口側温度Ｔ4_g_inが入力され、蒸気の入口側温度Ｔ5_w_inには高圧蒸発器１５における出口側温度Ｔ4_w_outが入力された式（１）及び式（２）の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ｔ5_g_in及び蒸気の出口側温度Ｔ5_w_outを算出する。
【００５４】
高圧スプレイ２６において、高圧一次過熱器１４からの蒸気の状態量（流量Ｆ5_w及び出口側温度Ｔ5_w_out）と配管２７を介した低圧節炭器１８からの水の状態量（噴射流量Ｆsp及び出口側温度Ｔ1_w_out）とを用いて熱収支計算し、高圧スプレイ２６の噴射水温度を算出する。
【００５５】
高圧二次過熱器１３において、上述した排気ガスの流量Ｆg及び蒸気の流量Ｆ6_w＝Ｆhp、これらに応じた排気ガス及び蒸気の入口側圧力及び出口側圧力が入力され、排気ガスの出口側温度Ｔ6_g_outには高圧一次過熱器１４における入口側温度Ｔ5_g_inが入力され、蒸気の入口側温度Ｔ6_w_inには高圧スプレイ２６の噴射水温度が入力された式（１）及び式（２）の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ｔ6_g_in及び蒸気の出口側温度Ｔ6_w_outを算出する。なお、算出した高圧二次過熱器１３における蒸気の流量Ｆ6_w、出口側圧力、及び出口側温度Ｔ6_g_outは、発生した高圧主蒸気の流量Ｆhp、圧力、及び温度Ｔhpである。
【００５６】
このようにして各熱交換器における排気ガス及び蒸気（又は水）の状態量が順次算出される。ところが、排気ガスのボイラ入口温度の算出値Ｔg_inと前述のステップ１１０で入力した所定の設定値Ｔg_in_dとが大きく異なる場合がある。また、低圧蒸発器１７及び高圧蒸発器１５における熱収支計算では、式（１）のみを用いて式（２）を考慮していない。それらの理由から、ステップ１９０に進んで、内部メモリ等の記憶手段に予め設定され整合性を図るための指標である目的関数Ｅを算出する（下記の式６参照）。
Ｅ（Ｔg_out，Ｆlp，Fhp）＝（Ｔg_in／Ｔg_in_set−１）２＋（Ｑ2_a／Ｑ2_b−１）２＋（Ｑ4_a／Ｑ4_b−１）２・・・（６）
この目的関数Ｅは、排気ガスのボイラ入口温度の計算値Ｔg_inと所定の設定値（又は実測値）Ｔg_in_dとの偏差の二乗、低圧蒸発器１７における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Ｑ2_aと排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量Ｑ2_bとの偏差の二乗、高圧蒸発器１５における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Ｑ4_aと排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量Ｑ4_bとの偏差の二乗の総和である。そして、この目的関数Ｅを例えばゼロ（所定の目標値）に近づけるために（言い換えれば、それぞれの偏差をゼロに近づけるために）、目標関数Ｅが所定のしきい値（許容値）ε１以下であるかどうかを判定する。
【００５７】
算出した目的関数Ｅが所定のしきい値ε１より大きい場合は、ステップ１９０の判定が満たされず、ステップ２００に移る。ステップ２００では、この種のものとして公知の準ニュートン法に基づいて（詳細には、下記の式（７）、式（８）、式（９）に示す目的関数Ｅの偏微分値を用いて）、排気ガスのボイラ出口温度Ｔg_out、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhpを書き換える。
∂Ｅ／∂Ｔg_out＝｛Ｅ（Ｔg_out＋ΔＴg_out／２，Ｆlp，Fhp）−Ｅ（Ｔg_out−ΔＴg_out／２，Ｆlp，Fhp）｝／ΔＴg_in・・・（７）
ΔＴg_out：排気ガスのボイラ出口温度の変更幅
∂Ｅ／∂ΔＦlp＝｛Ｅ（Ｔg_out，Ｆlp＋ΔＦlp／２，Fhp）−Ｅ（Ｔg_out，Ｆlp−ΔＦlp／２，Fhp）｝／ΔＦlp・・・（８）
ΔＦlp：低圧主蒸気の流量の変更幅
∂Ｅ／∂ΔＦhp＝｛Ｅ（Ｔg_out，Ｆlp，Fhp＋ΔＦhp／２）−Ｅ（Ｔg_out，Ｆlp，Fhp−ΔＦhp／２）｝／ΔＦlp・・・（９）
ΔＦhp：高圧主蒸気の流量の変更幅である。
【００５８】
そして、目的関数Ｅが所定のしきい値ε１以下となるまで、前述のステップ１６０〜２００を繰り返し、目的関数Ｅが所定のしきい値ε１以下となる場合には、ステップ１９０の判定が満たされ、排気ガスのボイラ出口温度Ｔg_out、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhpが仮の最適値（高圧スプレイ２６の噴射流量の最適値が求められていないため）として求められて、ステップ２１０に移る。ステップ２１０では、高圧主蒸気の温度Ｔhp（言い換えれば、高圧二次過熱器１３における蒸気の出口側温度Ｔ6_w_out）と所定の制御温度Ｔhp_dとを比較し、その偏差｜Ｔhp−Ｔhp_d｜が所定のしきい値ε２以下であるかどうかを判定する。
【００５９】
上記偏差｜Ｔhp−Ｔhp_d｜が所定のしきい値ε２より大きい場合は、ステップ２１０の判定が満たされず、ステップ２２０に移る。ステップ２２０では、高圧主蒸気の温度Ｔhpが所定の制御温度Ｔhp_dより大きい（言い換えれば、Ｔh＞Ｔhp_d＋ε２である）かどうかを判定する。高圧主蒸気の温度Ｔhpが所定の制御温度Ｔhp_dより大きい（Ｔhp＞Ｔhp_d＋ε２）場合は、ステップ２２０の判定が満たされ、ステップ２３０に移る。ステップ２３０では、高圧スプレイの噴射流量の最小値Ｆsp_minを前回算出した噴射流量Ｆspで書き換え、ステップ１５０に進み、噴射流量Ｆsp＝（Ｆsp_max＋Ｆsp）／２として算出する。すなわち、ステップ２３０及びステップ１５０の手順により、噴射流量Ｆspは前回値よりも大きく見積もることとなる。その後、ステップ１６０〜ステップ２１０の手順を繰り返す。
【００６０】
一方、ステップ２２０で高圧主蒸気の温度Ｔhpが所定の制御温度Ｔhp_d以下である（Ｔhp≦Ｔhp_d＋ε２）場合は、その判定が満たされず、ステップ２４０に移る。ステップ２４０では、高圧スプレイ２６の噴射流量の最大値Ｆsp_maxを前回算出した噴射流量Ｆspで書き換え、ステップ１５０に進み、噴射流量Ｆsp＝（Ｆsp＋Ｆsp_min）／２として算出する。すなわち、ステップ２４０及びステップ１５０の手順により、噴射流量Ｆspは前回値よりも小さく見積もることとなる。その後、ステップ１６０〜２１０の手順を繰り返す。
【００６１】
そして、ステップ２１０で上記偏差｜Ｔhp−Ｔhp_d｜が所定のしきい値ε２以下となれば、その判定が満たされ、高圧スプレイの噴射流量Ｆspの最適値が求められる。また、排気ガスのボイラ出口温度Ｔg_out、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhpが最適値として求められる。その結果、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Ｆlp，Ｆhp、圧力、温度Ｔlp，Ｔｈｐをが求められる。
【００６２】
このように本実施形態による排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法においては、排熱回収ボイラ１１に導入される排気ガスの状態量から発生蒸気の状態量を算出することができる。すなわち、排熱回収ボイラ１１に関するプロセスデータのばらつきに対応しつつ、ボイラ入口側の排気ガスの状態量等からのボイラ出口側の発生蒸気の状態量を算出することが可能な排熱回収ボイラの物理モデルとすることができる。したがって、この排熱回収ボイラの物理モデル３９を介し、前述のガスタービンの物理モデル３８及び蒸気タービンの物理モデル４０を連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を確立することができる。そして、コンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を用いることにより、例えばガスタービン４の性能劣化に伴って排気ガスの温度が上昇するような事象に対しても、発電設備の総合出力の影響等を予想評価することが可能となり、例えばガスタービン４の洗浄作業等といった保全作業の実施時期を判定することができるようになる。
【００６３】
次に、本実施形態の保全計画支援システム２８によるガスタービン４の洗浄作業の実施時期を判定する方法を図８及び図９により説明する。図８は、上記コンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を用いた計算方法を説明するための図である。また図９（ａ）は、コンバインドサイクル発電設備の総合出力の実測値の経時変化を表す図であり、図９（ｂ）は、ガスタービン４の圧縮機効率の実測値の経時変化を設計値とともに表す図であり、図９（ｃ）は、ガスタービン４の燃料流量の実測値の経時変化を洗浄作業後の期待値とともに表す図であり、図９（ｄ）は、運転費用の累積損失額の経時変化を洗浄費用額とともに表す図である。
【００６４】
一般にガスタービン４は、被圧縮空気中の塵芥をフィルタ（図示せず）で取り除いているが、取り除ききれない塵芥が一部侵入し圧縮機１の翼表面に付着するため、図９（ｂ）に示すように圧縮機効率が低下し、ガスタービン４の出力が低下する。これにより、所定の発熱量（言い換えれば、所定の燃料流量）におけるガスタービン４の出力が低下する一方で、排気ガス温度が上昇し排熱回収ボイラ１１での発生蒸気量が増加するため、蒸気タービン６の出力は上昇する（但し、ガスタービン出力の減少量＞蒸気タービン出力の増加量）。そして、コンバインドサイクル発電設備の総合出力が所望の出力（実測値、図９（ａ）参照）となるように、図９（ｃ）に示すように燃料流量が可変制御されるが、前述した圧縮機効率の低下を要因として燃費（所定の出力に対する燃料流量）は増加する。そこで、圧縮機翼の汚れを除去するための洗浄装置（例えば水洗浄装置）を設けて洗浄作業を行うが、この洗浄作業の実施には費用がかかるため、適切なタイミングで行うことが重要となる。
【００６５】
本実施形態による保全計画支援システム２８の累積損失額演算部３３は、まず洗浄作業後にガスタービン４の圧縮機効率が所定の設計値（機器特性データ部３０に予め記憶された値又は前回の洗浄作業直後に算出して記憶された値）に回復するものとして、コンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１に圧縮機効率の設計値を入力して、洗浄作業後の燃料流量の期待値（軽減値）を算出し推定する（図９（ｃ）参照）。詳細には、図８及び前述の図４に示すように、まずガスタービンの物理モデル３８にて圧縮機効率の設定値を入力したときのガスタービン出力及び排気ガスの状態量を算出し、この算出した排気ガスの状態量により排熱回収ボイラの物理モデル３９にて発生蒸気の状態量を算出し、この発生蒸気の状態量により蒸気タービンの物理モデル４０にて蒸気タービン出力を算出する。
【００６６】
そして、算出した発電設備の総合出力（ガスタービン出力及び蒸気タービン出力の合計）の計算値と実測値との偏差に基づいて燃料流量を補正する。その後、ガスタービンの物理モデル３８にてさらに燃料流量の補正値を入力したときのガスタービン出力及び排気ガスの状態量を算出し、この算出した排気ガスの状態量により排熱回収ボイラの物理モデル３９にて発生蒸気の状態量を算出し、この発生蒸気の状態量により蒸気タービンの物理モデル４０にて蒸気タービン出力を算出する。そして、算出した発電設備の総合出力の計算値と実測値とが一致するときの燃料流量の補正値が洗浄作業後の期待値として求まる。
【００６７】
そして、累積損失額演算部３３は、燃料流量の実測値と期待値との差により燃料の損失流量を算出し、これに燃料価格を乗じて燃料損失額を算出し、前回の洗浄作業時期から現在までの運転費用の累積損失額を算出する。作業時期判定部３４は、累積損失額演算部３３で算出した累積損失額と洗浄費用額（例えば洗浄作業費及び発電設備の停止による損失額など）を比較し、累積損失額が洗浄費用額を上回るようなときに洗浄作業を実施したほうがよいと判定する。このとき、表示部３６は、図９（ａ）〜（ｄ）に示すようなトレンドデータを表示し、洗浄作業を実施した場合の改善効果を定量的に表示する。また、表示部３６は、洗浄作業の実施時期が近づいた場合に洗浄作業の実施を促すメッセージを表示し、通信制御部３７は、洗浄作業の実施時期を含む情報をインターネット又は専用通信線等の通信手段を介しユーザに送信する。
【００６８】
このように本実施形態においては、上述した排熱回収ボイラの物理モデル３９を介し、ガスタービンの物理モデル３８及び蒸気の物理モデル４０を連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデル３１を用いることにより、機器特性が回復したときの発電設備の総合出力への影響（言い換えれば、ガスタービン出力及び蒸気タービン出力へのそれぞれ影響）を求めることができる。これにより、発電設備の保全作業が行われないことによる累積損失額を算出し、その累積損失額と保全費用額とを比較するので、トータルコストを抑えた保全作業の実施時期を判定することができる。
【図面の簡単な説明】
【００６９】
【図１】本発明の対象となるコンバインドサイクル発電設備の機器構成を表す概略図である。
【図２】本発明の対象となる排熱回収ボイラの構成を一例として表す概略図である。
【図３】本発明の発電設備の保全計画支援システムの一実施形態の概略構成を表すブロック図である。
【図４】本発明の発電設備の保全計画支援方法の一実施形態におけるコンバインドサイクル発電設備の物理モデルの構成を表すブロック図である。
【図５】本発明の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法の一実施形態を構成する熱交換器における排気ガス及び蒸気又は水の熱収支関係を説明するための概略図である。
【図６】本発明の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法の一実施形態を構成する熱交換器における排気ガス及び蒸気又は水の熱収支関係を説明するための概略図である。
【図７】本発明の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法の一実施形態の手順内容を表すフローチャートである。
【図８】本発明の発電設備の保全計画支援方法の一実施形態におけるコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いた計算方法を説明するための図である。
【図９】本発明の発電設備の保全計画支援方法の一実施形態におけるコンバインドサイクル発電設備の総合出力の実測値の経時変化を表す図、ガスタービンの圧縮機効率の実測値の経時変化を設計値とともに表す図、ガスタービンの燃料流量の実測値の経時変化を洗浄作業後の期待値とともに表す図、運転費用の累積損失額の経時変化を洗浄費用額とともに表す図である。
【符号の説明】
【００７０】
４    ガスタービン
６    蒸気タービン
１１  排熱回収ボイラ
１５  高圧蒸発器
１７  低圧蒸発器
２６  高圧スプレイ
２８  保全計画支援システム
２９  プロセスデータ部
３０  機器特性データ部
３１  コンバインドサイクル発電設備の物理モデル
３２  物理モデル部
３３  累積損失額演算部（累積損失額演算手段、演算手段）
３４  作業時期判定部（作業時期判定手段）
３６  表示部（表示手段）
３７  通信制御部
３８  ガスタービンの物理モデル
３９  排熱回収ボイラの物理モデル
４０  蒸気タービンの物理モデル
Ｅ      目的関数
Ｆg     排気ガスの流量
Ｆhp    高圧主蒸気の流量
Ｆlp    低圧主蒸気の流量
Ｆsp    高圧スプレイの噴射流量
Ｆsp_d  高圧スプレイの噴射流の設定値
Ｑ2_a，Ｑ2_b  低圧蒸発器における伝熱量
Ｑ4_a，Ｑ4_b  高圧蒸発器における伝熱量
Ｔg_in    排気ガスのボイラ入口温度
Ｔg_in_d  排気ガスのボイラ入口温度の設定値
Ｔg_out   排気ガスのボイラ出口温度
Ｔhp      高圧主蒸気のボイラ出口温度
Ｔhp_d    高圧主蒸気のボイラ出口温度の設定値
Ｔlp      低圧主蒸気のボイラ出口温度
Ｔw_in    水のボイラ入口温度
【図１】
2006194550.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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