(57)【要約】  本開示の諸実施形態は、発電システムに通信可能に結合され、発電システムを第１の運転モードと第２の運転モードとの間で移行させるように構成されたコントローラであって、第２の運転モードは第１の運転モードと異なる、コントローラと、コントローラと通信する経済的最適化エンジンと、を含む装置であって、経済的最適化エンジンは、発電システムの発電需要、発電コスト、および運転条件のうちの少なくとも１つに基づく、発電システムを第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させるための経済的利益、ならびに経済的利益、第１の運転モードと第２の運転モードとの運転の差、および所定のコスト差額のうちの少なくとも１つに基づく、第２の運転モードにおける運転の単位時間当たりの請求料率、を算出する、装置を提供する。【選択図】図７
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電システム（１０）に通信可能に結合され、前記発電システム（１０）を第１の運転モード（５０）と第２の運転モード（５２）との間で移行させるように構成されたコントローラ（１０２）であって、前記第２の運転モード（５２）は前記第１の運転モード（５０）と異なる、コントローラ（１０２）と、
前記コントローラ（１０２）と通信する経済的最適化エンジン（１０６）と、
を備える装置（１００）であって、前記経済的最適化エンジン（１０６）は、
前記発電システム（１０）の発電需要、発電コスト、および運転条件のうちの少なくとも１つに基づく、前記発電システム（１０）を前記第１の運転モード（５０）から前記第２の運転モード（５２）へ移行させるための経済的利益、ならびに
前記経済的利益、前記第１の運転モード（５０）と前記第２の運転モード（５２）との運転の差、および所定のコスト差額のうちの少なくとも１つに基づく、前記第２の運転モード（５２）における運転の単位時間当たりの請求料率、
を算出する、装置（１００）。
【請求項２】
前記第２の運転モード（５２）が、前記発電システム（１０）の始動速度、システム負荷、ピーク負荷値、負荷率、および部品固有負荷のうちの少なくとも１つを変更する、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項３】
前記発電システム（１０）の前記運転条件が、前記発電システム（１０）の負荷出力、部品固有出力、部品固有出力減少比、見込まれる始動速度、および部品固有始動需要のうちの少なくとも１つを含む、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項４】
前記第２の運転モード（５２）が、前記発電システム（１０）のベース負荷運転、低減ベース負荷運転、ピーク負荷運転、および負荷追従運転のうちの１つを含む、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項５】
前記発電コストが、燃料コスト、前記発電システム（１０）のための燃料単位コストと代替発電単位コストとのコスト差額、ロケーション固有運転コスト、および部品固有運転コストのうちの少なくとも１つを含む、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項６】
前記経済的最適化エンジン（１０６）が、前記発電システム（１０）の地理的ロケーション（１５０）に基づいて前記発電システム（１０）を前記第１の運転モード（５０）から前記第２の運転モード（５２）へ移行させるための前記経済的利益をさらに算出する、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項７】
前記コントローラ（１０２）と通信するアクティブ化モジュール（１３０）をさらに備え、前記アクティブ化モジュール（１３０）は、前記第１の運転モード（５０）から前記第２の運転モード（５２）への前記発電システム（１０）の移行を有効または無効にするように構成されている、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項８】
前記コントローラ（１０２）が、前記発電システム（１０）を前記第１の運転モード（５０）と複数の第２の運転モード（５２）のうちの１つとの間で移行させるようにさらに構成されている、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項９】
前記コントローラ（１０２）に結合され、前記発電システム（１０）のシステム健全性尺度を監視するように構成されたコンピューティングデバイスをさらに備え、前記システム健全性尺度は、前記発電システム（１０）の始動信頼性、部品状態、誤動作診断、発電効率、および燃料消費のうちの１つを含み、単位時間当たりの前記請求料率が前記システム健全性尺度にさらに基づく、請求項１記載の装置（１００）。
【請求項１０】
センサと通信する保守業者データベース（３１０）をさらに備え、前記保守業者データベース（３１０）は前記システム健全性尺度を含み、前記発電システム（１０）および前記装置（１００）の一方の保守業者（１２０）が利用できる、請求項９記載の装置（１００）。
【請求項１１】
発電システム（１０）の経済的最適化のための方法であって、前記方法は、コンピューティングデバイスの処理ユニットを用いて実施され、
発電システム（１０）を第１の運転モード（５０）から第２の運転モード（５２）へ移行させることの経済的利益を算出することであって、前記第２の運転モード（５２）は前記第１の運転モード（５０）と異なり、前記経済的利益は、前記発電システム（１０）の運転条件、発電需要、および発電コストのうちの少なくとも１つに基づく、算出することと、
前記経済的利益、前記第１の運転モード（５０）と前記第２の運転モード（５２）との運転の差、および所定のコスト差額のうちの少なくとも１つに基づく、前記発電システム（１０）を前記第２の運転モード（５２）で運転することの単位時間当たりの請求料率を算出することと、
前記経済的利益および単位時間当たりの前記請求料率を前記第２の運転モード（５２）の概要とともに統合するための経済的影響ベクトルを生成することと、
を含む、方法。
【請求項１２】
前記第２の運転モード（５２）が、前記発電システム（１０）の始動速度、システム負荷、ピーク負荷値、負荷率、および部品固有負荷のうちの少なくとも１つを変更する、請求項１１記載の方法。
【請求項１３】
前記第１の運転モード（５０）から前記第２の運転モード（５２）への前記発電システム（１０）の前記移行が、前記発電システム（１０）の負荷出力、部品固有出力、部品固有出力減少比、見込まれる始動速度、および部品固有始動需要のうちの少なくとも１つを調整する、請求項１１記載の方法。
【請求項１４】
前記第２の運転モード（５２）が、前記発電システム（１０）のベース負荷運転、低減ベース負荷運転、ピーク負荷運転、および負荷追従運転のうちの１つを含む、請求項１１記載の方法。
【請求項１５】
前記発電コストが、燃料コスト、前記発電システム（１０）のための燃料単位コストと代替発電単位コストとのコスト差額、ロケーション固有運転コスト、および部品固有コストのうちの１つを含む、請求項１１記載の方法。
【請求項１６】
前記経済的利益の前記算出が前記発電システム（１０）の地理的ロケーション（１５０）にさらに基づく、請求項１１記載の方法。
【請求項１７】
前記発電システム（１０）を前記第２の運転モード（５２）へ移行させよとの要求を前記発電システム（１０）の保守業者（１２０）へ送信することと、
前記経済的利益が正の経済的利益であり、前記要求が承認されたことに応じて、前記発電システム（１０）を前記第２の運転モード（５２）へ移行させることと、
をさらに含む、請求項１１記載の方法。
【請求項１８】
前記発電システム（１０）の複数の第２の運転モード（５２）のうちの１つを選択することをさらに含む、請求項１１記載の方法。
【請求項１９】
単位時間当たりの前記請求料率の前記算出が前記発電システム（１０）のシステム健全性にさらに基づき、前記システム健全性は、始動信頼性モニタ、部品状態モニタ、誤動作診断モニタ、生産性モニタ、および燃料消費モニタのうちの少なくとも１つを用いて測定される、請求項１１記載の方法。
【請求項２０】
発電システム（１０）の経済的最適化のためのコンピュータ可読記憶媒体上に記憶されるプログラム製品であって、前記コンピュータ可読記憶媒体は、コンピュータシステム（２０２）に、
前記発電システム（１０）を第１の運転モード（５０）から第２の運転モード（５２）へ移行させることの経済的利益を算出することであって、前記第２の運転モード（５２）は前記第１の運転モード（５０）と異なり、前記経済的利益は、前記発電システム（１０）の運転条件、発電需要、および発電コストのうちの少なくとも１つに基づく、算出することと、
前記経済的利益、前記第１の運転モード（５０）と前記第２の運転モード（５２）との運転の差、および所定のコスト差額に基づく、前記発電システム（１０）を前記第２の運転モード（５２）で運転することの単位時間当たりの請求料率を算出することと、
前記経済的利益および単位時間当たりの前記請求料率を前記第２の運転モード（５２）の概要とともに統合するための経済的影響ベクトルを生成することと、
をさせるためのプログラムコードを含む、プログラム製品。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は概して発電システムの経済的最適化に関する。より詳細には、本開示は、代替運転モードを分析し、代替運転モードのうちの１つにおける経済的利益および運転の単位時間当たりの請求料率（ｂｉｌｌｉｎｇ  ｒａｔｅ）を算出することによる、発電システムの経済的最適化のための装置、方法、およびプログラム製品に関する。
【背景技術】
【０００２】
エネルギー産業においては、発電システム（例えば、ガスタービン、蒸気タービン、風力タービン等などのターボ機械）は、付随する長期保守契約とともに将来のオペレータに販売することができる。これらの契約とともに販売される発電システムは通例、発電システムの予想需要に対応する特定のモードまたは一群の運転段階で稼動するように構成される。これらの予想需要は購入時に決定され、発電システムの全有効寿命を通じて依拠されてもよい。本明細書で使用する時、用語「経済的最適化」は、大幅な過剰発電または不足を生じることなく実際の顧客需要を実質的に満たす電力出力を発電システムから送り出すことを指す。加えて、「経済的最適化」は、運転の最中における個々の部品およびシステム自体の損耗を低減するために、発電システムの劣化および燃料消費を最小化することを含むことができる。
【０００３】
長期保守契約を通じて、発電システムの保守業者は（元の製造業者であるのか、それとも異なる事業体であるのかにかかわらず）、発電システムの構成要素を保全および／または修理することができ、システムは通例、保守時における所定の保全停止期間の間、停止される。保全停止期間は規則的な収入機会を発電システムの保守業者に提供するが、顧客に対しては、収入の損失と、定期的な、時として予測不能なコストを意味する。それゆえ、発電システムの保守業者はオペレータと利害が異なり得る。従来の供給源および代替供給源の双方からのエネルギーに対する需要が増加しているため、オペレータと保守業者は両者とも、自分たちの投資に対する利益をさらに増加させることに関心がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】米国特許出願公開第２０１０／０３１８２３７号明細書
【発明の概要】
【０００５】
代替運転モードを用いて発電システムを最適化するための装置、システム、およびプログラム製品を説明する。本開示の諸実施形態は、本明細書においては、ターボ機械を具体例として含む、発電システムに関して実例によって説明されているが、本開示の諸実施形態は、他の状況、例えば、電力出力需要が変動する他の種類の機械に適用されてもよいことが理解される。
【０００６】
本発明の第１の態様は装置を提供する。装置は、発電システムに通信可能に結合され、発電システムを第１の運転モードと第２の運転モードとの間で移行させるように構成されたコントローラであって、第２の運転モードは第１の運転モードと異なる、コントローラと、コントローラと通信する経済的最適化エンジンと、を含むことができ、経済的最適化エンジンは、発電システムの発電需要、発電コスト、および運転条件のうちの少なくとも１つに基づく、発電システムを第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させるための経済的利益、ならびに経済的利益、第１の運転モードと第２の運転モードとの運転の差、および所定のコスト差額（ｃｏｓｔ  ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌ）のうちの少なくとも１つに基づく、第２の運転モードにおける運転の単位時間当たりの請求料率、を算出する。
【０００７】
本発明の第２の態様は、方法であって、発電システムを第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させることの経済的利益を算出することであって、第２の運転モードは第１の運転モードと異なり、経済的利益は、発電システムの運転条件、発電需要、および発電コストのうちの少なくとも１つに基づく、算出することと、経済的利益、第１の運転モードと第２の運転モードとの運転の差、および所定のコスト差額のうちの少なくとも１つに基づく、発電システムを第２の運転モードで運転することの単位時間当たりの請求料率を算出することと、経済的利益および単位時間当たりの請求料率を第２の運転モードの概要とともに統合するための経済的影響ベクトルを生成することと、を含む、方法を提供する。
【０００８】
本発明の第３の態様は、発電システムの経済的最適化のためのコンピュータ可読記憶媒体上に記憶されるプログラム製品であって、コンピュータ可読記憶媒体は、コンピュータシステムに、発電システムを第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させることの経済的利益を算出することであって、第２の運転モードは第１の運転モードと異なり、経済的利益は、発電システムの運転条件、発電需要、および発電コストのうちの少なくとも１つに基づく、算出することと、経済的利益、第１の運転モードと第２の運転モードとの運転の差、および所定のコスト差額に基づく、発電システムを第２の運転モードで運転することの単位時間当たりの請求料率を算出することと、経済的利益および単位時間当たりの請求料率を第２の運転モードの概要とともに統合するための経済的影響ベクトルを生成することと、をさせるためのプログラムコードを含む、プログラム製品を提供する。
【０００９】
本発明のこれらおよびその他の特徴は、本発明の様々な実施形態を示す添付の図面と併せて、本発明の様々な態様の以下の詳細な説明からより容易に理解されるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】ターボ機械の形態の発電システムの概略図である。
【図２】発電システムにおける例示的な季節的需要プロファイルのプロットである。
【図３】本開示の一実施形態に係る、いくつかの運転段階における発電システムについての負荷対時間のプロットである。
【図４】本開示の諸実施形態に係る発電システムの保守業者のための収入タイムラインを示す図である。
【図５】本開示の一実施形態に係る装置の概略図である。
【図６】本開示の一実施形態に係る発電システムと対話するコンピュータシステムを含む例示的な環境を示す図である。
【図７】本開示の諸実施形態に係る例示的なフロー図を示す。
【図８】本開示の諸実施形態に係る例示的なフロー図を示す。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
本発明の図面は必ずしも原寸に比例していないことに留意されたい。図面は、本発明の典型的な態様のみを示すことを意図されており、したがって、本発明の範囲を限定するものと見なしてはならない。図面において、同様の番号付与は図面間の同様の要素を表す。
【００１２】
本明細書において説明されるように、本発明の諸態様は概して、少なくとも２つの運転モードを用いた発電システムの経済的最適化に関する。より詳細には、本明細書において説明されるように、本発明の諸態様は、発電システムの経済的最適化のための装置、システム、およびプログラム製品に関する。本開示の諸実施形態は、発電システムのオペレータが、発電システムを代替運転システムへ移行させることによって、収入を増加させ、かつ／またはコストを減少させることを可能にする。本開示はまた、発電システムの保守業者が、オペレータに経済的最適化のための機会について助言すること、およびこの情報を提供するためにオペレータへの請求料率を算出することを可能にする。
【００１３】
図１を参照すると、ターボ機械の形態の発電システム１０が示されている。発電システム１０は、燃焼式ターボ機械組立体であるように実例によって示されているが、本開示の諸実施形態はまた、他の種類のターボ機械（蒸気タービン、風力タービン、水力タービンなど）とともに用いることもできる。燃焼式ターボ機械内においては、燃料ノズル１４に接続された燃焼器１２が発電システム１０の圧縮機１６の区分とタービン１８の区分との間に通例配置されている。圧縮機１６とタービン１８とは回転シャフト２０を通じて互いに機械的に結合させることができる。空気２２が圧縮機１６、燃焼器１２を順次通過して流れ、最後にタービン１８を通過する。燃料ノズル１４は、空気２２の存在下で燃焼器１２内で燃焼し、高温ガス流を生み出す燃料を供給することができる。高温ガス流はタービン１８に入って回転シャフト２０に機械的エネルギーを与えることができ、これにより、回転シャフト２０に結合された圧縮機１６および／または任意の負荷（図示されていない）へ動力を送り返す。発電システム１０は、同じオペレータに従属するいくつかの個々のターボ機械のうちの１つ、および／またはより大きな発電システムの一部であってもよい。
【００１４】
図２を参照すると、例示的な発電システムのための季節的需要プロファイルが示されている。図２の例では、発電システムは、冬には、非常に変動しやすい発電需要を経験し得る。発電システムは、異なる電力出力の間で柔軟に遷移し、これらの遷移の最中に効率的に稼動する必要がある。春と秋には、発電電力に対する需要は、需要のランダムな急上昇を除いて概して安定し得る。そのため、柔軟性と、より大きな電力出力のための能力が望まれる。しかし、夏には、需要は比較的高く、なおかつ安定もし得る。そのため、一定の電力出力と、システムおよびその部品の長期信頼性が望まれる。エネルギー産業における経済的因子は変化し続けているため（例えば、顧客需要、代替エネルギー源のコスト、排出基準、燃料コストなど）、ガスタービンなどの、個々の発電システムの季節的需要はますます変動しやすくなった。このように変動性が増したことによって、特定の季節の最中、および季節ごとの需要の差は増大し得る。
【００１５】
ガスタービンおよび同様の発電システムは、異なる種類の需要を満たすために、一定出力または可変出力のいずれかを有する、種々の代替モードで使用することができる。対照的なシステム群は「ベースロード発電所」を含む。ベースロード発電所は、所与の地域の需要の全てまたは一部分を満たすために一定の電力供給を提供するように設計され、原子力、石炭、水力発電、地熱、または同様の種類の発電所を含み得る。ガスタービンおよび同様の発電システムも一定の電力出力を生成することができるが、それらは代替的に「負荷追従発電所」の役割を果たすことができる。負荷追従発電所とは、１日を通じて変化する電気の需要を満たすために、時として、特定の振幅および周波数を用いて、所定の時間にわたってそれらの電力出力を調整する発電所を指す。加えて、ガスタービンおよび同様の発電システムなどの負荷追従発電所は、ピーク需要の期間が発生するまで停止したままになっていることができる。
【００１６】
次に、図３を参照すると、いくつかの運転段階を経て遷移する発電システムについての負荷対時間のプロットが示されている。各段階は、特定の時間的順序で生じるように実例によって示されているが、異なる段階が繰り返されることができるか、または異なる順序で生じてもよいことが理解される。全運転を通じて、発電システム１０（図１）への負荷は増加および減少することができ、各段階は、異なる特性および対応する電力出力を有する。加えて、異なる運転段階は発電システムの個々の構成要素または部品に対する需要を変化させ得る。この需要は「部品固有需要」と呼ぶことができる。第１の運転モード５０における発電システムについての経時的な負荷のプロットが説明の目的のために示されている。
【００１７】
始動段階とは、システムが起動される時と所望の状態に達する時との間の過渡的運転状態を指す。始動の最中、第１の運転モード５０における発電システムは経時的に所定の変化速度でそのベース負荷に近づく。これは「負荷プロファイル」と呼ぶことができる。負荷プロファイル（例えば、負荷が経時的に増加する速度）は発電システムの始動速度として知ることができる。異なる負荷プロファイルは、異なる対応する始動速度を有することになり、始動速度を増加させることは、概して、対応する効率量を犠牲にすることになる。予想需要のための始動の最中における最適負荷プロファイルは、柔軟性（変化する需要を満たすため）、および信頼性（システムへの過剰需要から故障を生じさせることを回避するため）を重視する。第１の運転モード５０のための始動速度は、予測される需要、および発電システムからの電力出力に基づくことができる。
【００１８】
ベース負荷段階では、発電システム１０（図１）は、安定した需要レベルを満たすために一定の電力量を出力することができ、これにより、ベースロード発電所の役割を果たす。ベース負荷段階の負荷プロファイルは、図３に示されるように、発電システムが実質的に一定の電力出力を供給することを可能にする。ベース負荷運転段階は、発電システムに対する一貫した、安定した顧客需要を満たすために適し得る。ベース負荷段階のための一定の負荷プロファイルは、電力出力をベース負荷の一部まで低下させる能力を維持するのと同時に、効率と信頼性を望む。発電システム１０（図１）は、運転の最中における所定の最大負荷（ピーク値）を有し得る。システム衝撃、環境事象などを含む、予想外の需要増加を補償するために、ピーク値は、発電システム１０（図１）および／またはその部品が高負荷における稼動中に過度の損傷に耐えることを阻止するレベルに設定されてもよい。所定のピーク値は、発電システム１０（図１）が生成することができる実際の最大電力出力より小さくてもよい。
【００１９】
負荷追従段階は、発電システムへの負荷が、変化する顧客需要のために変動する段階を指す。ここでは、発電システム１０（図１）は負荷追従発電所の役割を果たす。この場合には、発電システムは、全タイムスパンを通じて予測される需要変化を満たすために所定の周波数および振幅を用いて負荷の間を移行し得る。負荷追従段階の負荷プロファイルは、速度、効率的運転、ならびに予想外の需要の増加に応じてピーク負荷値またはより高い／より低い電力出力に迅速に達する能力を提供し得る。
【００２０】
低減された一定の需要の場合には、発電システムは、低減ベース負荷としても知られる、「出力減少段階」で稼動してもよい。出力減少段階は、ベース負荷よりも低い一定の電力出力を生成するための発電システム１０（図１）の運転段階を指す。出力減少段階で稼動している時には、発電システムは、ベース負荷値のおよそ０％〜およそ１００％で稼動することができる。需要がベース負荷運転段階のための所定の需要を大幅に下回ることが予測される時には、ベース負荷において稼動し続けると、必要とされるよりも多くの電力を発生させることになるであろう。発電システムの部品は、負荷が高いほど、より速く劣化し得、変動コスト（燃料コスト、水利用コスト等など）は、必要とされるよりも高くなり得る。出力減少段階では、負荷プロファイルは、予測される排出を最小化し、柔軟性および速度よりも効率を優先させるように選定される。
【００２１】
発電システム１０（図１）を作動停止させるために、システムは、システムを作動停止させるための運転停止段階に入ってもよい。運転停止の最中、電力出力および負荷は、運転が終了するまで所定の速度で減少することができる。運転停止のための負荷プロファイルは、運転停止中における発電システムへの残りの需要に基づき、システムおよび／またはその部品の損傷または故障を回避するべきものであることができる。
【００２２】
運転モード５０は異なる状況のための様々な範囲の所定の負荷および負荷プロファイルを含むが、各段階における種々のトレードオフ（出力対効率、柔軟性対信頼性、排出レベル対負荷増加速度など）は運転モード５０に固有のものである。顧客需要およびその他の因子がますます変動しやすくなったことで、出願人らは、発電システム１０（図１）を運転モード５０で運転することは、経済的には最適以下であろうということを発見した。すなわち、出願人らは、需要またはコストの大幅な変化が発生した時には、異なる負荷および負荷プロファイルを有する、１つ以上の仮説の第２の運転モード５２（想像線で示されている）が、より大きな経済的利益を同じ発電システムのオペレータに提供し得ることを発見した。本明細書で使用する時、「経済的利益」は、発電システムを異なる運転モードへ移行させることから生じる収入の増加およびコストの減少の総計を指す。経済的利益はドル単位で表現することができ、例えば、増加した顧客収入、燃料コスト節約、修理コストの減少、供給停止間のより長い運転期間から生じる収入、ならびに／あるいは最適化された運転モードから生じるその他の種類の節約および収入の増加の一部または全てを合わせた総計を含んでもよい。本開示の諸実施形態は、本明細書において説明されるように、発電システムの様々な態様（例えば、負荷プロファイル、ベース負荷、ピーク負荷、始動速度など）を変更する少なくとも１つの第２の運転モード５２を定義し、第１の運転モード５０から第２の運転モード５２へ切り換えることによって発電システムを最適化することができるかどうかを評価する。
【００２３】
図４を参照すると、発電システムの保守業者のための例示的な収入タイムラインが示されている。本明細書において説明されるように、特定の発電システムに対する消費者需要の変化は、発電システムのオペレータおよびエネルギー消費者のための経済的機会を生み出す。発電システムのオペレータのための経済的機会は保守業者の潜在的な経済的機会とそろっていてもよい。通例、保守業者は発電システムをオペレータ（顧客）に販売し、および／または長期保守契約を結ぶことができる。長期保守契約の下で、保守業者およびオペレータは、保守業者が発電システムを定期的間隔で保守および保全することに合意することができる。場合によっては、システム衝撃、環境事象などが、発電システムに、小規模な供給停止（例えば、付属部品の故障）または大規模な供給停止（例えば、システム全体の一時的故障）を被らせることがある。これらの供給停止は、図４において、用語、小規模および大規模で標識されており、不定期の間隔で発生し得、一例として、互いにおよそ１〜６年隔たり得る。これらの供給停止時においては保守業者にとっては長期保守契約を通じて収入が得られるが、このモデルは保守業者にとっては不均一な収入の流れを生み出し、保守時において、発電システムのオペレータに多大なコストと収益の喪失を経験させ得る。出願人らは、保守業者はオペレータと協力して、販売時以降に双方のためのいくつかの経済的機会６０を実現することができることを発見した。本開示の諸実施形態は、収入を増加させること、および／または大規模な供給停止、システム故障などの発生を低減することによって、発電システムの保守業者およびオペレータのための経済的機会６０を捉える。
【００２４】
図５を参照すると、本開示の一実施形態に係る装置１００が示されている。装置１００は、発電システム１０に通信可能に結合されたコントローラ１０２を含むことができる。より具体的には、発電システム１０は、発電システム１０を運転するためのコンピューティングデバイスを含むか、またはそのコンピューティングデバイスとして具体化されてもよい、内部制御システム（ｉｎｔｅｒｎａｌ  ｃｏｎｔｒｏｌ  ｓｙｓｔｅｍ、ＩＣＳ）１０４を含むか、またはそれに通信可能に結合されていることができる。ＩＣＳ１０４は、例えば、ピーク負荷、始動速度、発電システム１０の需要サイクルのための周波数／振幅、負荷プロファイル、および／または本明細書において説明されている発電システム１０を運転するためのその他の物理的変数の値を設定することができる。本開示の諸実施形態では、本明細書において説明されているように、コントローラ１０２は、発電システム１０の性能に影響を及ぼすためにＩＣＳ１０４を操作、変更、制御するなどすることができる。いくつかの実施形態では、コントローラ１０２はＩＣＳ１０４の一部であるか、またはその逆であることができる。
【００２５】
ＩＣＳ１０４は発電システム１０のための特定の運転モードを設定することができる。ＩＣＳ１０４は発電システム１０を「第１の運転モード」から「第２の運転モード」へ（すなわち、第１の運転モード５０（図３）から第２の運転モード５２（図３）へ）移行させることができる。第１の運転モードは、発電システム１０のオペレータと保守業者との間で購入時に合意されてもよい、所定のベース負荷値、ピーク負荷値、負荷プロファイル、始動速度、燃料消費速度などを有する発電システム１０のための運転モードであってもよい。第２の運転モードは、所定の変数のうちの１つ以上のための異なる値を有するいくつかの代替運転モードのうちの１つであることができる。ただし、これらの変数のうちの１つ以上は第１の運転モードの場合と同じであってもよい。コントローラ１０２は、弁を開くこと、特定の付属部品を作動および作動停止させること、あるいは本明細書における他の箇所で説明されているその他のアクションなどのアクションを遂行するための制御信号をＩＣＳ１０４および／または発電システム１０の制御可能構成要素へ送信することによって、発電システム１０を異なる運転モードへ移行させることができる。加えて、または代替的に、少なくとも１つの第２の運転モードのための設定は、あらかじめ決めてＩＣＳ１０４内に記憶しておくことができ、コントローラ１０２からの制御信号はＩＣＳ１０４をその第１の運転モードといくつかの第２の運転モードのうちの１つとの間で移行させることができる。第１の運転モードは発電システム１０のための現在またはデフォルトの運転モードを表してもよく、第２の運転モードは、現在の需要レベルおよび／またはその他の因子のために適切な場合には、発電システム１０を運転するための経済的利益を増加させ得る代替物を表すことができる。場合によっては、第１の運転モードは、第２の運転モードとして元々選択され、移行された運転モードであってもよい。
【００２６】
発電システム１０を第２の運転モードへ移行させることの利益およびコストを計算するために、コントローラ１０２は経済的最適化エンジン（ｅｃｏｎｏｍｉｃ  ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ  ｅｎｇｉｎｅ、ＥＯＥ）１０６を含むことができる。ＥＯＥ１０６は、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させる場合のオペレータへの利益およびコストを計算するための専用ハードウェアまたはソフトウェアとして具体化されることができる。本明細書で使用する時、用語「オペレータ」は、発電システム１０を運転する人または団体を指す。オペレータは、発電システム１０を購入し、および／または保守業者から保守契約を購入する際の顧客であってもよいが、発電システム１０を用いて発電された電力を購入する最終的な顧客に対しては販売者であってもよい。ＥＯＥ１０６は、本明細書において開示されている方法を実施するためのいくつかのアルゴリズム、データセット、ルックアップテーブル、および／またはプログラミング命令を含むことができ、図６を伴う説明においてさらに詳細に説明されることになる。発電システム１０を第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させる場合の経済的利益はＥＯＥ１０６において算出することができる。ＥＯＥ１０６は、経済的利益を計算するために、以下のものに限定するわけではないが、発電システムの発電需要、発電コスト、および運転条件を含む、いくつかの因子を用いることができる。「発電需要」は、総電力量（例えば、キロワット（ｋＷ）またはキロワット時（ｋＷｈ）単位で表される）、数分、数時間、数日、数ヶ月などの期間にわたって測定される電力出力プロファイルとして表すことができる、発電システム１０における総顧客需要を指す。発電需要はまた、単位発電電力当たりの収入を乗算され、顧客需要を満たすことの通貨価値として表現されることができる。
【００２７】
「発電コスト」は、発電システム１０を用いて特定の電力出力を発生させるための燃料および／または運転費用を含むことができ、通貨、例えば、米国ドル、英国ポンド、ユーロなどを単位として表現することができる。発電コストは、追加的に、または代替的に、同じオペレータまたは競合他社によって支配される他の発電システム１０を含む、利用可能な代替物に対するコストの節約またはコストの増加を含むことができる。ＥＯＥはまた、発電システムの運転条件を、算出される経済的利益の因子に入れることができる。本明細書で使用する時、「運転条件」は、以下のものに限定するわけではないが、現在の運転段階の特性（例えば、始動、ベース負荷、ピーク負荷、負荷追従、出力減少、運転停止など）、次の予測供給停止までの残りの運転時間、現在の負荷需要、使用されている部品の種類および状態、などを含む、発電システム１０の現在の性能を計る変数を含むことができる。運転条件はまた、システムレベルまたは部品固有の電力出力、始動または遷移速度などの発電システム１０の出力または性能を含むことができる。運転条件はまた、既定の限度を超えるために見込まれる保全コスト、例えば、所定のピーク値よりも大きな電力出力を生成することのコストを含むことができる。１つの実例では、経済的利益は、例えば、１００万英熱量（Ｂｒｉｔｉｓｈ  Ｔｈｅｒｍａｌ  Ｕｎｉｔ）または「ＢＴＵ」当たり＄１５（＄１５／ＭＭＢＴＵ）の燃料コストで、第１の運転モードにおける３６５メガワット（ＭＷ）のベース負荷から第２の運転モードにおける３８０ＭＷのベース負荷へ増加する場合の金銭価値として表すことができ、ベース負荷を超えることの１メガワット時（ＭＷｈ）当たり＄１２５のコスト（すなわち、運転条件）で、発電システム１０のオペレータのための収入において１時間当たり＄７７１の経済的利益を生み出すことができる。
【００２８】
経済的利益を算出することに加えて、ＥＯＥ１０６はまた、発電システム１０を第２の運転モードで運転する場合の単位時間当たりの請求料率を算出することができる。単位時間当たりの請求料率は、例えば、第２の運転モードの経済的利益を実現することの発電システム１０のオペレータへのコストを表すことができる。単位時間当たりの請求料率はまた、発電システム１０および／または装置１００の保守業者への収入を表すことができる。単位時間当たりの請求料率は、以下のものに限定するわけではないが、算出された経済的利益、第１の運転モードと第２の運転モードとの運転の差、および所定のコスト差額を含む、いくつかの因子に基づくことができる。第１の運転モードと第２の運転モードとの「運転の差」は、例えば、燃料コストまたは労働コストの増加または減少、発電システム１０が（例えば、増大した需要を満たすことから）より速く、または（例えば、ベース負荷、電力出力などを減少させることから）よりゆっくりと損耗する結果生じる、保守業者への見込まれるコストの増加または金銭的節約、あるいは運転に関連するか、またはそれから生じるその他の因子を含むことができる。運転の差はまた、第２の運転モードにおいて発電システム１０を遠隔的に保全することのコストを含むことができる。「所定のコスト差額」は、第２の運転モードを運用することの選択肢を提供するための単位時間当たりの所定の取り決められた保守コストであることができる。１つの実例では、単位時間当たりの請求料率は、（各因子が１時間当たりの通貨量に変換された後において）１時間当たり＄７７１の経済的利益のために１時間当たり＄１２０の所定のコスト差額を含むことができる。加えて、単位時間当たりの請求料率は、発電システムを第２の運転モードにおいて保全するための１時間当たり＄３０のコストの増加を含むことができる。このコストの増加は、例えば、単位時間当たりの特定の部品への損傷量を予測し、この損傷量を金銭価値に変換することによって算出することができる。単位時間当たりの請求料率はまた、１時間当たり＄１００の予想保全コストの増加を含んでもよい。このコストの増加は、発電システム１０における需要を変更する結果生じる保全コストの増加を算出するためのテーブルまたは公式を参照することにより算出されてもよい。これらの予想コストは合算することができ、１時間当たり＄２５０の単位時間当たりの総請求料率になる。
【００２９】
コントローラ１０２およびＥＯＥ１０６は、これらの特徴を提供するのと同時に、第２の運転モードおよび／またはその他の代替運転モードに関する情報の流れを提供するためにオペレータ１１０および保守業者１２０と通信することができる。装置１０の諸実施形態は、コントローラ１０２内に追加の特徴を提供することによって、オペレータ１１０と保守業者１２０との間の連携を強化することができる。例えば、発電システム１０を他の運転モードで動かすタイミングが悪くなることを阻止するために、コントローラ１０２は、アクティブ化モジュール１３０を含むことができる。アクティブ化モジュール１３０は、コントローラ１０２が信号をＩＣＳ１０４または発電システム１０へ発信することができるかどうかを制御するためのハードウェアまたはソフトウェアの形態のものであってもよい。オペレータ１１０は、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させるように要求するための要求を、コントローラ１０２または別の通信チャネルのいずれかを通じて保守業者１２０へ送ることができる。経済的最適化エンジン１０６を用いて算出された経済的利益がオペレータ１１０および／または保守業者１２０への純益になる場合には、保守業者１２０は要求を承認することができ（すなわち、コマンドを独立したシステムへ発行することによって承認する）、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させるための信号をアクティブ化モジュール１３０へ送信する。
【００３０】
経済的利益および単位時間当たりの請求料率を判定するための先に述べられた因子に加えて、コントローラ１０２はその判定を追加のデータ源に基づかせることができる。例えば、システム健全性モニタ１４０が発電システム１０およびコントローラ１０２の両方に通信可能に接続されてもよい。システム健全性モニタ１４０は、発電システム１０および／またはその構成要素のうちの任意のものの物理的状態を算出するための測定ツールまたは測定システムを含んでもよい。システム健全性モニタ１４０は、クリアランスまたは材料変形などの変数を光学的に測定するためのボロスコープ、材料の状態を監視するための応力／ひずみゲージ、発電システム１０の内部温度を測定するための温度計等などの機構を含んでもよい。システム健全性モニタ１４０および／またはコントローラ１０２内に記憶されたアルゴリズム、公式、ルックアップテーブルなどが、システム健全性モニタ１４０を用いて得られた測定値、および相関データへの参照からシステム健全性の測度を算出することができる。これらの測定値は、例えば、次の供給停止または故障までの時間、応力、ひずみ等などの機械的劣化の測度、効率および／または燃料消費の経時的な変化、ならびに発電システム１０の状態を測定するための、現在知られているか、または後に開発されるその他の変数を含むことができる。コントローラ１０２のＥＯＥ１０６は、例えば、第１または第２の運転モードは発電システム１０内の部品の劣化を増すのか、それとも減じるのかを考慮することによって、これらの測定値を、算出された経済的利益および／または単位時間当たりの請求料率の因子に入れることができる。
【００３１】
発電システム１０は特定の地理的ロケーション１５０に関連付けられるか、またはそこに電力を供給することができる。ＥＯＥ１０６は地理的ロケーション１５０を経済的利益および／または単位時間当たりの請求料率の算出の因子に入れることができる。例えば、コントローラ１０２内のベクトルデータフィールド（すなわち、いくつかの変数を記憶するための１つのデータフィールド）は、物理的ロケーション、現地の燃料コスト、現地の需要プロファイル、交換部品のための輸送コストなどを含むことができる。地理的ロケーション１５０に関連付けられるデータはまた、経済的利益および／または単位時間当たりの請求料率の個々の変数のための乗数を含むことができる。一例では、３つの発電システムが顧客の特定のグループに対応してもよい。１つの発電システム１０は、交換部品が、現場に供給するためにおよそ１．１倍の金銭がかかる地理的ロケーション１５０にあってもよい。それゆえ、地理的ロケーション１５０における発電システム１０の部品への負荷を増加させることのコストには、１．１を乗算することができる。同じ区域または異なる区域を扱う他の現場は、燃料コスト、在庫限度、労働コスト、スケジュールの制約等などの、他のロケーションベースの因子によって影響を受け得る。
【００３２】
次に、図６を参照すると、本明細書において説明されている様々なプロセスを遂行するための例示的な環境２００が示されている。具体的には、コントローラ１０２はコンピュータシステム２０２の全体または一部を形成することができる。コントローラ１０２は、次に、最適化システム２０６を含むことができる。最適化システム２０６は、コントローラ１０２が複数の運転モードの間の移行によって発電システム１０の経済的最適化を提供することを可能にすることができる。
【００３３】
図６に示される構成要素は、本開示の諸実施形態に係るシステムの一実施形態である。本明細書において説明されるように、コントローラ１０２は、複数の運転モードの間の移行によって発電システム１０の経済的最適化を提供するための情報を人間のユーザまたはコンピュータ化されたユーザに提供することができる。技術者は本開示の諸実施形態を、手動で、コントローラ１０２によって自動的に、および／または技術者とコントローラ１０２の組み合わせによって稼動させてもよい。図６に示されている様々な構成要素のうちのいくつかは、独立して実装すること、組み合わせること、および／またはコントローラ１０２内に含まれる１つ以上の別個のコンピューティングデバイスのためのメモリ内に記憶することができることが理解される。さらに、構成要素および／または機能性のうちのいくつかは実装されなくてもよいか、あるいは追加のスキーマおよび／または機能性が最適化システム２０６の一部として含まれてもよいことが理解される。
【００３４】
コントローラ１０２は、プロセッサユニット（ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ  ｕｎｉｔ、ＰＵ）２０８、入力／出力（ｉｎｐｕｔ／ｏｕｔｐｕｔ、Ｉ／Ｏ）インタフェース２１０、メモリ２１２、およびバス２１６を含むことができる。さらに、コントローラ１０２は、外部のＩ／Ｏデバイス２１８およびストレージシステム２１４と通信するように示されている。メモリ２１２はその内部に経済的最適化エンジン１０６およびアクティブ化モジュール１３０を含むことができる。加えて、経済的最適化エンジン１０６は、特定の機能、例えば、判定、比較、算出、符号化、復号などを実行するためのいくつかのモジュール２３２を含むことができ、アルゴリズムベースの算出、ルックアップテーブル、およびそれらのそれぞれの機能を遂行するために、データを処理し、分析し、およびデータに作用するための、メモリ２１２内に記憶されている同様のツールを用いることができる。概して、ＰＵ２０８は、メモリ２１２および／またはストレージシステム２１４内に記憶されていることができる、最適化システム２０６などの、ソフトウェアを走らせるためのコンピュータプログラムコードを実行することができる。コンピュータプログラムコードを実行している間に、ＰＵ２０８は、メモリ２１２、ストレージシステム２１４、および／またはＩ／Ｏインタフェース２１０へ、またはそれらからデータを読み出すことおよび／または書き込むことができる。バス２１６はコントローラ１０２内の構成要素の各々の間の通信リンクを提供することができる。Ｉ／Ｏデバイス２１８は、オペレータがコントローラ１０２と対話することを可能にする任意のデバイス、あるいはコントローラ１０２が、本明細書において説明されている機器、および／または他のコンピューティングデバイスと通信することを可能にする任意のデバイスを備えることができる。Ｉ／Ｏデバイス２１８（以下のものに限定するわけではないが、キーボード、ディスプレイ、ポインティングデバイスなどを含む）は、コンピュータシステム２０２に直接、または介在Ｉ／Ｏコントローラ（図示されていない）を通じて結合されることができる。
【００３５】
メモリ２１２はまた、１つ以上の機械および／または機械システムに関連する様々な形態のデータ３００を含むことができる。データ３００は、現在知られているか、または後に開発される任意のデータ交換システムによって他の構成要素へ送信するか、他の構成要素から受信するか、または他の仕方で他の構成要素と交換することができる。一実施形態では、コントローラ１０２は、発電システム１０、発電システム１０の内部制御システム（ＩＣＳ）１０４、システム健全性モニタ１４０、および／または保守業者１２０が利用可能な保守業者データベース３１０と通信することができる。説明の目的のために、データ３００の特定の項目が本明細書において説明される。しかし、具体的に説明されていない中間ステップの最中に、中間形態のデータを含む、他の種類のデータが作成、記憶、調整、送信、受信などされてもよいことが理解される。経済的利益データフィールド３２２は、装置１００および／または本明細書において説明されているプロセスステップを用いて算出された経済的利益の１つ以上の値を含むことができる。請求料率データフィールド３２４は、発電システム１０の第２の運転モードにおける単位時間当たりの請求料率の１つ以上の値を含むことができる。経済的影響ベクトルデータフィールド３２６は、発電システム１０の複数の運転モードのためのこれらの同じ項目の他の値に加えて、経済的利益および単位時間当たりの請求料率の対応値を含むことができる。要求データフィールド３２８は、例えば、Ｉ／Ｏデバイス２１８を用いて、コントローラ１０２へ送信されるべき要求を含むことができる。コントローラ１０２は、発電システム１０を特定の運転モードで運転せよとの要求などの、要求データフィールド３２８内に記録された要求を保守業者データベース３１０へ送信することができる。システム健全性データフィールド３３０は、システム健全性モニタ１４０を用いて測定され、コントローラ１０２に提供されたシステム健全性の値（例えば、応力、ひずみ、クリアランス、温度など）を含むことができる。
【００３６】
コントローラ１０２は、ユーザによってインストールされたコンピュータプログラムコードを実行するための任意の汎用計算製造品（例えば、パーソナルコンピュータ、サーバ、ハンドヘルドデバイスなど）を備えることができる。しかし、コントローラ１０２は、本開示の様々なプロセスステップを遂行し得る様々な可能な同等のコンピューティングデバイスおよび／または技術者の代表にすぎないことが理解される。加えて、コントローラ１０２は、発電システム１０の経済的最適化を提供するためのより大きなアーキテクチャの一部であることができる。
【００３７】
この点で、他の実施形態では、コントローラ１０２は、特定の機能を遂行するためのハードウェアおよび／またはコンピュータプログラムコードを備える任意の専用計算製造品、専用および汎用ハードウェア／ソフトウェアの組み合わせを備える任意の計算製造品、あるいは同様のものを備えることができる。いずれの場合にも、プログラムコードおよびハードウェアは、標準のプログラミング技法およびエンジニアリング技法をそれぞれ用いて作成することができる。一実施形態では、コントローラ１０２は、実行されると発電システム１０の経済的最適化を提供するように動作可能になることができる、コンピュータ可読記憶デバイス上に記憶されたプログラム製品を含んでもよい。
【００３８】
図６および図７を合わせて参照すると、本開示の諸実施形態に係る、例えば、装置１００および／または環境２００の諸実施形態を用いて、発電システム１０を最適化するためのプロセスステップが示されている。ステップＳ１において、発電システム１０は第１の運転モード（例えば、第１の運転モード５０（図３））で稼動してもよい。本明細書において説明されているように、第１の運転モードは、発電システム１０のオペレータと保守業者との間で購入時に合意されてもよい、所定のベース負荷値、ピーク負荷値、負荷プロファイル、始動速度、燃料消費速度などを有する発電システム１０のための運転モードであってもよい。発電システム１０のオペレータが発電システム１０の発電、負荷プロファイル、燃料使用、またはその他の態様を最適化することを望む場合には、オペレータはステップＳ２において第２の運転モード（例えば、第２の運転モード５２（図３））を選択することができる。ステップＳ２において選択される第２の運転モードは、メモリ２１２内のデータ３００のフィールド、ストレージシステム２１４内の代替運転モードのライブラリ、または保守業者データベース３１０内で定義されたいくつかの代替運転モードのうちの１つ、あるいはオペレータによって定義され、Ｉ／Ｏデバイス２１８を通じてコントローラ１０２へ、デジタル符号化されたコマンドとして伝達された運転モード案であることができる。ステップＳ２において選定される第２の運転モード案は、発電システム１０を直接調整するか、またはＩＣＳ１０４に、制御信号を発電システム１０へ発行させることによって設定される、異なるベース負荷値、ピーク負荷値、負荷プロファイル、燃料消費速度、始動速度などを有するモードを含むことができる。
【００３９】
第２の運転モードが選択されると、本方法は、経済的利益を算出するためのプロセスＰ３、および発電システム１０の第２の運転モードのための単位時間当たりの請求料率を算出するためのプロセスＰ４へ進むことができる。プロセスＰ３およびＰ４は各々、図８に詳細に示される１つ以上の特定のサブステップを含むことができる。プロセスＰ３において経済的利益を算出することは、発電システム１０のオペレータへの実際または推定の経済的利益を提供するために、いくつかの経済的因子を加算および／または減算することを含むことができる。プロセスＰ４において単位時間当たりの請求料率を算出することは、発電システム１０のオペレータへの経時的コストを得るために、その他の因子（例えば、発電システム１０を第２の運転モードで運転するコスト、所定のコスト差額、システム健全性のコスト、および／またはプロセスＰ３において算出された経済的利益）を加算および／または減算することを含むことができる。プロセスＰ３において算出される経済的利益は、単位時間当たりに得られる通貨価値を単位として表現することができ、プロセスＰ４において算出される単位時間当たりの請求料率は、発電システム１０のオペレータへの定期的なコストとなることができる。
【００４０】
次に、図６および図８を合わせて参照すると、プロセスＰ３およびＰ４の例示的なサブステップが示されている。プロセスＰ３およびＰ４の例示的なサブステップのうちのいくつかは、例示および図解の目的のために、並行して生じるように示されているが、プロセスＰ３および／またはプロセスＰ４の各サブステップは、考え得る任意の代替順序で実行することができること、ならびに本明細書において説明されているステップのうちのいくつかは省略または追加されてもよいことが理解される。発電システム１０のための第２の運転モードを選択するステップＳ２に続いて、最適化システム２０６のモジュール２３２は、第２の運転モードの経済的利益に関連するいくつかの因子を算出することができる。ステップＳ３−１において、モジュール２３２は、第２の運転モードにおける発電システム１０に対する「発電需要」を算出することができる。発電需要は、電力（例えば、ｋＷまたはｋＷ時）を単位として表現される発電システム１０に対する総市場需要を表すことができる。発電需要は、発電需要を満たすための総収入または単位時間当たりの収入に変換することができる。経済的利益はまた、発電システム１０を第２の運転モードで運転する場合の総収入の増加として表現することができる。モジュール２３２は、発電需要（例えば、ｋＷ単位）に、単位電力当たりに生み出される収入を乗算することによって、経済的利益を通貨価値に変換することができる。場合によっては、ステップＳ３−１において算出された発電需要は第１の運転モードにおける発電システム１０の能力を超えることがあり得るが、第２の運転モードにおける発電システム１０の生成能力以内になり得る。一例では、予想を上回る発電電力需要を有する顧客の特定のグループに対応するために発電システム１０の電力出力を１時間当たり１５ＭＷだけ増加させる場合、正味の経済的利益は１時間当たり＄３００の追加になることができる。
【００４１】
モジュール２３２は、第２の運転モードで発電するコスト（「発電コスト」）を算出することができる。ある程度、この発電コストは、算出された発電需要に関連することができる。なぜなら、より高い需要を満たすことは、より高い需要を満たすために必要な変動コスト（例えば、燃料のコスト）を増加させ得、その逆もまた同様であるからである。場合によっては、発電システム１０は、石炭、原子力材料、風、太陽光等などの、他の種類の燃料または入力を用いる他の代替発電システムよりも一時的に（例えば、数時間、数日、数週間、数ヶ月などの間）コスト効率が良くなり得る。算出された発電コストは、発電システム１０において用いられる燃料と、オペレータ１１０が利用可能な任意の代替発電システムのコストとの価格差を反映することができ、これにより、ステップＳ３−２において算出される発電コストに１つ以上の機会コストを追加する。発電コストはまた、例えば、気象または災害による損傷などの、環境因子、あるいは発電システム１０を地理的ロケーション１５０（図５）において第２の運転モードで運転する場合の収入税等などの、外的な経済的因子に基づく、ロケーション固有運転コストを含むことができる。発電システム１０の第２の運転モードは交換部品の損耗を加速または減速する場合があり、第２の運転モードへの移行は、異なる負荷を引き受けるための１つ以上の部品固有の運転コストに影響を及ぼし得る。ステップＳ３−２において算出される発電コストは、個々の部品に対する需要を変化させることの予想コストを含むことができる。例えば、発電システム１０の出力を１時間当たり５０ＭＷだけ増加させることの発電コストは、１時間の運転当たり＄３０の燃料コストの追加を必要とし得る。
【００４２】
ステップＳ３−３において、モジュール２３２は、第２の運転モードにおける発電システム１０の１つ以上の運転条件（本明細書において定義されているとおりのもの）を算出することができる。ステップＳ３−３において算出される運転条件は第２の運転モードに適用することができ、システムの電力出力および／または収益性に経済的に関連し得る。一例として、算出される運転条件は第２の運転モードにおける発電システム１０の電力出力を含むことができる。電力出力は、発電システム１０からのエネルギーに対する実際の顧客需要よりも大きくなるか、または小さくなり得、それゆえ、発電システム１０が第２の運転モードで生み出すことができる最大収入を指示し得る。顧客需要が第１の運転モードの電力出力および／または負荷容量を超える場合には、第２の運転モードへの移行は経済的利益を増加させ得る。負荷出力はまた、第２の運転モードにおける特定の部品への増加した出力または負担に固有のものであることができ、１つ以上の部品固有の出力に関して算出され、および／または表現されてもよい。加えて、算出された運転条件は発電システム１０の出力減少比および／または始動速度を含んでもよい。始動速度は概して、発電システム１０が２つの負荷の間で遷移する速度を指す。出力減少比は、流量計（すなわち、発電システム１０内の部品）が許容可能な精度で測定値を提供することができる流速の範囲を意味する。出力減少比および始動速度は発電システム１０の柔軟性に影響を及ぼし得るが、実際または予測の顧客需要が経時的に変動する時には、より高い柔軟性が重要である。これらの始動および／または出力減少比は発電システム１０の全体および／または１つ以上の特定の部品に適用され得る。さらに、発電システム１０の運転条件は、第２の運転モードにおいて負担が増加または減少した部品のための予想交換コストを判定するための部品固有の始動需要を含んでもよい。運転条件は、アルゴリズム、ルックアップテーブル、および最適化システム２０６内で定義された他の種類の数学的関係によって、収入の増加または減少に相関させられてもよい。１つの例示的なシナリオでは、発電システム１０のピーク負荷を１５ＭＷだけ増加させると、発電システム１０の１つ以上の構成要素へのさらなる劣化の形で１時間当たり＄１０を生じさせ得る。
【００４３】
コントローラ１０２は、ステップＳ３−４において、発電システム１０の関連する地理的ロケーション１５０（図５）を入手することができる。本明細書で使用する時、用語「入手する（ｏｂｔａｉｎ）」は、別のコンピュータシステム、ストレージシステム、または構成要素の他の機構内であらかじめ定義されているデータを特定すること、アクセスすること、複製すること、またはその他の仕方で参照することを指すことができる。加えて、用語「入手する（ｏｂｔａｉｎ）」は、コントローラ１０２、またはコントローラ１０２と通信する他のシステム内に記憶されている他の変数から特定の量を算出することを指すことができる。地理的ロケーション１５０は、代替発電システムの存在または不存在などの因子のために、発電システム１０を第２の運転モードで運転することの経済的利益に影響を与え得る。オペレータ１１０および／または保守業者１２０は１つ以上の乗数因子を発電システム１０の地理的ロケーションに関連付け、その相対的な経済的重要性を反映してもよい。発電システム１０の地理的ロケーションは、需要の急上昇、不測の供給停止などが発生した時に好適な代理になり得る複数の発電システムが地理的ロケーション１５０内で稼動している場合に、関連性を持ち得る。地理的ロケーション１５０に関連付けられるデータはまた、経済的利益および／または単位時間当たりの請求料率のための乗数値を含むことができる。ロケーション固有のリスク（例えば、環境因子）またはコスト（例えば、税金、もしくは交換部品の入手可能性）に依存して、発電システム１０の部品への負荷を増加させることのコストおよび／または利益に、地理的ロケーション１５０におけるシステムのための乗数値を乗算することができる。例えば、発電システム１０の地理的ロケーション１５０のゆえに、交換部品は、入手および設置のために平均的条件に対して１．１倍の金銭がかかり得る。
【００４４】
ステップＳ３−５において、モジュール２３２は、ステップＳ３−１〜Ｓ３−３において算出されるか、または入手された因子のうちの１つ以上を得、ならびに／あるいはこれらの因子を総ドル価値または単位時間当たりのドル価値に変換することができる。ドル価値は、発電システム１０を第２の運転モードで運転する場合のオペレータ１１０および／または保守業者１２０への経済的利益を表すことができる。経済的利益は、発電システム１０を第２の運転モードで運転する場合における、平均もしくは期待利益（例えば、正味現在価値）、または見込まれる経時的な収入増加としての、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させる場合に見込まれる経済的利益および／または損失の算術的な総計であることができる。例えば、ステップＳ３−１において算出される総発電需要は、発電システム１０によってサービスを受ける区域について、１日当たり＄５，０００（すなわち、１キロワット時当たり２０セントに１日当たり１．１５キロワット時を乗算したものに、サービスを受ける区域内のおよそ２１７０人の顧客を乗算したもの）にほぼ等しくなってもよい。第１の運転モードでは、発電システム１０はこの需要のうちの＄４，５００を満たすことが可能であり得るが、第２の運転モードでは、需要のうちの＄５，０００全部を満たすことができ、＄５００の増大を得る。この追加の電力を供給するコストは、１日当たり＄２６０の燃料コスト、および＄６０の保全コストになり得る。追加の＄５００の収入はまた、地理的運転ロケーションのために＄１０の税金が課されてもよい。この例示的なシナリオでは、経済的利益は１日当たり＄１７０（すなわち、＄５００の増大から様々なコストが減算されたもの）に等しくなるであろう。
【００４５】
第２の運転モードのための経済的利益を算出するプロセスＰ３に続いて、最適化システム２０６はまた、プロセスＰ３において算出された経済的利益、および／またはその他の関連因子に基づいて、単位時間当たりの請求料率を算出することができる。本明細書における他の箇所で説明されているように、単位時間当たりの請求料率は、第２の運転モードにおける運転の経済的利益を実現するためにオペレータ１１０から保守業者１２０へ支払われる料金であることができ、経済的最適化のための機会を提供するための保守業者１２０への分け前を表す。ステップＳ４−１において、モジュール２３２は、保守業者１２０への収益の分け前を計算するために、例えば、経済的利益データフィールド３２２から、算出された経済的利益を入手することができる。保守業者１２０への収益の分け前は、オペレータ１１０への経済的利益のうちの固定した割合または可変の割合であってもよい。加えて、または代替的に、保守業者１２０に割り当てられる経済的分け前は、プロセスＰ４において算出された、見込まれる単位時間当たりの請求料率の一部のみであってもよい。本明細書においてプロセスＰ４の一部であるとして説明されている様々なステップは、独立して、または組み合わせて遂行することができる。
【００４６】
ステップＳ４−２において、モジュール２３２は、第１の運転モードと第２の運転モードとの１つ以上の差を判定することができる。これらの差は、２つのモードのためのそれぞれの運転条件（すなわち、本明細書において説明されている例示的な運転条件のうちの１つ以上）の観点から表現されてもよい。例えば、モジュール２３２は、第１の運転モードと第２の運転モードとの間の電力出力の増加、第２の運転モードにおける発電システム１０の保守業者１２０（図５）によって保全または供給される１つ以上の部品における損耗速度の増加または減少、効率の増加または減少、代替発電システムに対する燃料の総コスト、周波数および振幅に対する変更、および／または第１の運転モードと比較した第２の運転モードにおける運転の柔軟性の任意の増加または減少を算出することができる。これらの差は、システムおよびその部品への負担を変更することによる、在庫需要および／または発電システム１０を保守する可能性の増大などの、保守業者１２０（図５）によって第２の運転モードについて仮定されるリスクを反映し得る。
【００４７】
ステップＳ４−３において、モジュール２３２は、単位時間当たりの請求料率の一部として含まれてもよい、所定のコスト差額を得ることができる。オペレータ１１０（図５）と保守業者１２０（図５）との間の契約は、本開示の諸実施形態に係る発電システム１０の経済的最適化を可能にするための手数料を表す単位時間当たりの所定の最小請求料率（「コスト差額」）を指定してもよい。それゆえ、モジュール２３２は、ステップＳ４−３において、この所定のコスト差額を、適用される場合には単位時間当たりの請求料率に含めるために、入手することができる。例えば、ステップＳ４−３において得られる所定のコスト差額は、第２の運転モードにおける１時間の運転当たり＄５０の固定報酬であることができるか、または代替的に、ステップＳ４−１において得られた正味の経済的利益の０％〜１００％の割合であることができる。
【００４８】
ステップＳ４−４において、モジュール２３２はまた、発電システム１０のための１つ以上の「システム健全性尺度」を算出することができる。システム健全性尺度は、発電システム１０の状態の任意の種類の測定値を指す。本明細書における他の箇所で説明されているように、システム健全性モニタ１４０は、クリアランスまたは材料変形などの変数を光学的に測定するためのボロスコープ、材料の状態を監視するための応力／ひずみゲージ、発電システム１０の内部温度を測定するための温度計等などの機構を含むことができる。コントローラ１０２は、システム健全性モニタ１４０上に記憶されているか、またはそれから受信されたシステム健全性尺度データフィールド３３０から、システム健全性尺度１４０を単位時間当たりのシステム健全性コストに変換することができる。システム健全性モニタ１４０を用いて測定および／または導出された１つ以上のシステム健全性尺度は、単位時間当たりの請求料率の因子に入れることができる。例えば、システム健全性モニタ１４０は、始動段階またはその他の遷移段階の最中における発電システム１０の始動成功の割合および／または故障もしくは誤動作率を表すことができる、発電システム１０のための「始動信頼性」を測定または判定することができる。始動成功の定義はオペレータ１１０（図５）および／または保守業者１２０（図５）によってあらかじめ決めることができ、所望の運転プロファイルのための許容誤差内に入る任意の始動時間、始動速度などを広く含むことができる。システム健全性尺度はまた、例えば、１つ以上の部品のドル価値、ならびに第１の運転モードおよび／または第２の運転モードでの発電システム１０の使用中における経済的下落率の観点から表現される部品状態を含むことができる。システム健全性尺度はまた、使用された単位燃料当たりに生成された電力量を表す燃料消費速度または「発電効率」として表現することができる。発電効率は、発電システム全体に関するものか、それとも単一の部品に関するものかにかかわらず、消費された単位燃料当たりに発生された電力量として定義することができる。発電効率は、発電システム１０またはその部品の状態に依存して増大または低下し得る。１つの実例では、発電システム１０は、４０％の効率で稼動するように設計されてもよく、これにより、燃焼反応において発生される各々の３，１４５ＢＴＵ（３，３１８ｋＪ）からおよそ１，２５８ＢＴＵ（１，３２７ｋＪ）のエネルギーを生成する。燃料の購入コストは、例えば、各１００万ＢＴＵの発生当たり＄４．５２であってもよい。発電効率が低下するにつれて、同じ量の燃料を用いた発電コストは増加する。システム健全性モニタ１４０は、例えば、燃焼された単位燃料当たりに発生されたエネルギー量に基づいて効率の低下を算出してもよい。コントローラ１０２は、効率損失に燃料コストを乗算することによって、この割合の効率低下を金銭量に変換することができる。加えて、または代替的に、システム健全性尺度は、手動で、またはシステム健全性モニタ１４０および／またはシステム健全性尺度データフィールド３３０内に記憶されていることができる、システム診断ソフトウェアによって自動的に入力される誤動作診断（例えば、実際の問題または疑われる問題の概要）を含むことができる。
【００４９】
ステップＳ１０〜Ｓ１３のうちの１つ以上における因子の算出、入手、判定など、および金銭価値へのそれらの変換に続いて、最適化システム２０６のモジュール２３２は、ステップＳ４−５において、これらの因子のうちの１つ以上から単位時間当たりの請求料率を算出することができる。単位時間当たりの請求料率は、オペレータ１１０（図５）と保守業者１２０（図５）との間の所定の契約条件、ならびに／あるいは保守業者１２０（図５）が負担するであろう発電システム１０またはその部品の加速または減速された劣化などの関連コストを反映することができる。ステップＳ４−５において算出される単位時間当たりの請求料率はまた、保守業者１２０（図５）への収益の分け前を提供するためにステップＳ３−５において算出された経済的利益に一部基づくことができる（すなわち、ステップＳ４−１において経済的利益を入手する）。単位時間当たりの請求料率は、本明細書において説明されている様々な因子の、単位時間当たりのドルへのそれらの変換後の合計であることができるか、またはアルゴリズム、ルックアップテーブルなどの内部で定義された関係によって算出することができる。一例では、単位時間当たりの請求料率は、総計の経済的利益の一部（例えば、総計の経済的利益のおよそ４０％）として決定されたとおりの１日当たり＄７０の所定のコスト差額、発電システム１０をその所定の制限を超えて運転するための１日当たり＄３０のコストの増加、および効率の損失から生じる＄１０のシステム健全性コストの合計であることができる。これらは合算して、第２の運転モードにおける１日の運転当たり＄１１０の請求料率を生じさせることができる。本明細書において説明されるように、最適化システム２０６は、プロセスＰ３およびＰ４が完了した後に、ステップＳ５において、経済的影響ベクトルを生成することができる。加えて、または代替的に、これらのデータ項目は別個のフィールド内に記憶することができる。例えば、算出された経済的利益は経済的利益データフィールド３２２として記憶することができ、単位時間当たりの請求料率は請求料率データフィールド３２４内に記憶することができる。
【００５０】
図６および図７を合わせて再び参照すると、本開示に係るさらなるステップが示されている。ステップＳ５において、経済的最適化エンジン１０６のモジュール２３２は、プロセスＰ３において算出された経済的利益を、プロセスＰ４において算出された単位時間当たりの請求料率と組み合わせ、経済的影響ベクトルを生成することができる。生成された経済的影響ベクトル（単数または複数）は経済的影響ベクトルフィールド３２６（図５）内に記憶されてもよい。ステップＳ５において生成される経済的影響ベクトルは、いくつかの関連データ項目を統合するベクトル形式のものであってもよい。例えば、経済的影響ベクトルは、算出された経済的利益、単位時間当たりの請求料率、および第２の運転モードの概要などのその他の関連データ項目（例えば、ピーク負荷、ベース負荷、始動速度などの値を含む）を含むことができる。前の例を続けると、経済的影響ベクトルは、第２の運転モードの特性、オペレータ１１０への１日当たり＄１７０の経済的利益、および第２の運転モードにおける運転のための保守業者１２０への１日当たり＄１１０の請求料率を含む単一のデータフィールドであることができる。経済的影響ベクトルはまた、ステップＳ３−１〜Ｓ３−４およびＳ４−１〜Ｓ４−４において算出された個々のコストおよび経済的利益を含んでもよい。ステップＳ５において経済的影響ベクトルを生成することはまた、発電システム１０のためのそれぞれの代替運転モードのための複数の経済的影響ベクトルを生成することを含むことができる。ステップＳ５において生成された経済的影響ベクトルは、後のアクセスのために、メモリ２１２、ストレージシステム２１４、および／または保守業者データベース３１０などの、１つ以上のロケーション内に記憶することができる。
【００５１】
プロセスＰ３から算出された経済的利益が正であり、かつ／またはプロセスＰ４から算出された単位時間当たりの請求料率がオペレータ１１０（図５）の予算以内である場合には、発電システム１０のオペレータ（例えば、オペレータ１１０（図５））は発電システム１０を第２の運転モードへ移行させることを希望し得る。ステップＳ６において、オペレータ１１０（図５）は、第２の運転モードで運転せよとの要求をコントローラ１０２へ送ることができる。要求は、制御信号、最適化システム２０６へのコマンド、および／またはＩ／Ｏデバイス２１８を用いて送られる任意の他の種類の符号化された要求の形態のものであってもよい。ステップＳ７において、１つのモジュール２３２は、プロセスＰ３において算出された経済的利益が正の経済的利益であるかどうかを判定することができる。正の経済的利益は、例えば、第２の運転モードにおける運転の単位時間当たりの正味の経済的利益、特定の期間にわたり第２の運転モードで運転する場合の正味の経済的利益、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させた後の平均または予想収入などを含むことができる。正味の経済的利益は、本明細書において説明されている原理および／または例に従って算出することができ、モジュール２３２が数日分の経済的利益を算出し、これらの値を平均値、中央値、最頻値（すなわち、最も頻出する値）などに数学的に変換することによって、第２の運転モードにおける１日ごとの利益から統計的平均、中央値などに変換されてもよい。モジュール２３２が、第２の運転モードについて算出された経済的利益は正の経済的利益でないと判定した場合には（すなわち、ステップＳ７における「いいえ」）、モジュール２３２は、ステップＳ８において、オペレータ１１０（図５）に、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させよとの要求は経済的利益をもたらさず、拒絶されることを通知することができる。この通知は、Ｉ／Ｏデバイス２１８を通じて、テキストメッセージ、音声合図、および／またはその他の種類の聴覚／視覚もしくは感覚フィードバックの形態でオペレータ１１０（図５）へ届けることができる。
【００５２】
経済的利益がオペレータ１１０（図５）および／または保守業者１２０（図５）に対して正の経済的利益であることに応じて、プロセスフローはステップＳ９へ進むことができる。ステップＳ９において、コントローラ１０２は、発電システム１０を第２の運転モードで運転せよとの要求を保守業者１２０（図５）へ中継する。要求は、符号化され、独立したシステムへ制御信号として伝達され、および／または保守業者１２０（図５）が利用可能な要求データフィールド３２８内に記憶されることができる。ステップＳ９において、要求は、現在知られているか、または後に開発される任意の通信システム、例えば、ローカルエリアネットワーク（ｌｏｃａｌ  ａｒｅａ  ｎｅｔｗｏｒｋ、ＬＡＮ）またはワイドエリアネットワーク（ｗｉｄｅ  ａｒｅａ  ｎｅｔｗｏｒｋ、ＷＡＮ）によってオペレータ１１０（図５）から保守業者１２０（図５）へ伝達することができるか、あるいは外部コンピュータへの接続が（例えば、インターネットサービスプロバイダを利用してインターネットを通じて）行われてもよい。
【００５３】
第２の運転モードで運転せよとのオペレータの要求を検討した後に、保守業者１２０（図５）は、要求を拒否するか、または受け入れるための返送信号をコントローラ１０２および／またはオペレータ１１０（図５）へ送信することができる。保守業者１２０（図５）によるこの受け入れまたは拒絶は、コントローラ１０２において実行されるものとして本明細書において説明されているプロセスフローステップと独立に行われることができる。保守業者１２０（図５）は、例えば、たとえ、Ｐ３において算出された総計の経済的利益が正であっても、一方の側の正味の経済的利益がオペレータ１１０（図５）または保守業者１２０（図５）のどちらかにとって正の利潤にならないことに基づいて、要求を拒否することができる。加えて、保守業者１２０（図５）は、オペレータ１１０（図５）が他のサービスのための保守業者１２０（図５）への支払いを怠ったこと、またはＰ４において算出された単位時間当たりの請求料率が任意の関連リスクに対して低すぎることなどの、他の理由で、要求を拒否することができる。保守業者１２０（図５）は承認または拒否をコントローラ１０２へ手動で送ることができるか、あるいはコントローラ１０２と通信する独立したコンピュータシステム内に記憶された計算、アルゴリズムなどを通じて自動的にそれを行うことができる。ステップＳ１０において、モジュール２３２は、コントローラ１０２が、第２の運転モードで運転するための承認を保守業者１２０（図５）から受信したかどうかを判定することができる。いずれにしても、コントローラ１０２は、オペレータ１１０（図５）に、保守業者１２０から拒否が受信されたことに応じて（すなわち、ステップＳ１０における「いいえ」）、ステップＳ８において、要求が拒絶されることを通知することができる。ステップＳ８において提供される通知にはまた、保守業者１２０（図５）から提供される拒絶についての説明（例えば、以上に述べた例示的な理由のうちの１つ以上を伝達する説明）が添付されてもよい。拒絶に従って、発電システム１０は、今後の機会が生じるまで、引き続き第１の運転モードで稼動することができる（すなわち、ステップＳ１）。
【００５４】
コントローラ１０２が、第２の運転モードで運転するための承認を保守業者１２０（図５）から受信した場合には（すなわち、ステップＳ１０における「はい」）、コントローラ１０２は、ステップＳ１１において、発電システム１０を第２の運転モードへ移行させることができる。第２の運転モードにおける発電システム１０の運転は、発電システム１０を第１の運転モードから第２の運転モードへ移行させるために様々な特性（ピーク値、始動速度、時間当たりの燃料消費速度など）を変更することを含むことができる。発電システム１０を第２の運転モードへ移行させるために、コントローラ１０２は、発電システム１０の諸態様（すなわち、空気対燃料比、最大負荷値、ギア比、燃料吸入速度など）を変更するための制御信号を、発電システム１０の電子的に制御された部品（弁、スイッチ、燃料吸入管路、耐荷重構成要素とその他の部品との間の調整可能結合器など）へ送信することができる。本明細書における他の箇所で説明されているように、発電システム１０の変更される諸態様は、発電システム１０の性能に影響を与えるために、例えば、ベース負荷、ピーク負荷、始動速度、または異なるモードの間の変化速度などを含むことができる。加えて、または代替的に、コントローラ１０２は、ＩＣＳ１０４を操作することによって発電システム１０を第２の運転モードへ移行させることができる。発電システム１０は、第２の運転モードがステップＳ１２においてオペレータ１１０（図５）または保守業者１２０（図５）のどちらかによって中止されるまで、任意の時間長の間、第２の運転モードで稼動し続けることができる。第２の運転モードを中止するために、コントローラ１０２は、オペレータ１１０（図５）、保守業者１２０（図５）、および／またはコントローラ１０２と通信する別の当事者もしくはシステムから中止要求を受信した後に、制御信号を発電システム１０へ送信することができる。モジュール２３２が、中止要求がコントローラ１０２へ送られなかったと判定した場合には（すなわち、ステップＳ１２における「いいえ」）、発電システム１０は、異なる運転モードに対応する属性のいずれをも変更せずに、引き続き第２の運転モードで稼動することができる。モジュール２３２が、中止要求がコントローラ１０２へ送られたと判定した場合には（すなわち、ステップＳ１２における「はい」）、コントローラ１０２は、例えば、さらなる制御信号を発電システム１０またはＩＣＳ１０４へ発行することによって、発電システム１０を元の第１の運転モードへ移行させることができ、これにより、第１の運転モードを優先して第２の発電モードでの運転を終了する。
【００５５】
本明細書で使用する時、用語「構成される（ｃｏｎｆｉｇｕｒｅｄ）」、「〜ように構成される（ｃｏｎｆｉｇｕｒｅｄ  ｔｏ）」、および／または「〜のために構成される（ｃｏｎｆｉｇｕｒｅｄ  ｆｏｒ）」は、このように説明されている構成要素の特定目的の特徴に言及することができる。例えば、機能を遂行するように構成されたシステムまたはデバイスは、その特定の機能を遂行するようにプログラムされるか、または別の仕方で変更されたコンピュータシステムまたはコンピューティングデバイスを含むことができる。他の場合では、コンピュータ可読媒体（例えば、記憶媒体）上に記憶されたプログラムコードは、少なくとも１つのコンピューティングデバイスに、そのプログラムコードがそのコンピューティングデバイス上で実行されると、機能を遂行させるように構成されることができる。これらの場合では、プログラムコードの構成が実行時にコンピューティングデバイス内において特定の機能をトリガする。他の例では、他の構成要素と相互作用し、および／またはそれらに作用を及ぼすように構成されたデバイスは、それらの構成要素と効果的に相互作用し、および／またはそれらに作用を及ぼすように特異的に成形および／または設計されていることができる。いくつかのこのような状況では、デバイスは、その形状の少なくとも一部分が他の構成要素の形状の少なくとも一部分を補完するため、他の構成要素と相互作用するように構成される。状況によっては、デバイスの少なくとも一部分は、当該他の構成要素の少なくとも一部分と相互作用するサイズに作られる。デバイスと他の構成要素との物理的関係（例えば、相補的関係、サイズの一致した関係など）は、機能、例えば、デバイスまたは他の構成要素のうちの１つ以上の変位、デバイスまたは他の構成要素のうちの１つ以上の係合などの遂行を助けることができる。
【００５６】
本明細書において用いられる用語法は、特定の実施形態を説明することのみを目的とするものであり、本開示の限定を意図されてはいない。本明細書において使用される時、単数形「ａ」、「ａｎ」および「ｔｈｅ」は、文脈がそうではないことを明確に示さない限り、複数形も含むことが意図される。さらに、用語「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」および／または「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、本明細書で使用される場合、記述される特徴、整数、ステップ、動作、要素、および／または構成要素の存在を指定するが、１つ以上の他の特徴、整数、ステップ、動作、要素、構成要素、および／またはそれらの群の存在もしくは追加を排除するものではないことを理解されたい。
【００５７】
本明細書は、例を用いて、最良の形態を含む本発明を開示し、デバイスまたはシステムを作製し、使用すること、ならびに任意の組み込まれた方法を遂行することなど、当業者であれば誰でも本発明を実施することを可能にする。本発明の特許可能な範囲はクレームによって定義され、当業者が想到する他の例を含み得る。こうした他の例は、クレームの文言と異ならない構造要素を有していれば、またはクレームの文言とごくわずかな相違しかない等価な構造要素を含むならば、クレームの範囲に入ることが意図されている。
【符号の説明】
【００５８】
１０  発電システム
１２  燃焼器
１４  燃料ノズル
１６  圧縮機
１８  タービン
２０  回転シャフト
２２  空気
５０  第１の運転モード
５２  第２の運転モード
６０  経済的機会
１００  装置
１０２  コントローラ
１０４  内部制御システム
１０６  経済的最適化エンジン
１１０  オペレータ
１２０  保守業者
１３０  アクティブ化モジュール
１４０  システム健全性モニタ
１５０  地理的ロケーション
２００  環境
２０２  コンピュータシステム
２０６  最適化システム
２０８  プロセッサユニット
２１０  入力／出力インタフェース
２１２  メモリ
２１４  ストレージシステム
２１６  バス
２１８  Ｉ／Ｏデバイス
２３２  モジュール
３００  データ
３１０  保守業者データベース
３２２  経済的利益データフィールド
３２４  請求料率データフィールド
３２６  経済的影響ベクトルデータフィールド
３２８  要求データフィールド
３３０  システム健全性データフィールド
【図１】
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【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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【国際調査報告】
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2017519296.tif 000012
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