JPH0152641B2 - - Google Patents
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- JPH0152641B2 JPH0152641B2 JP56016983A JP1698381A JPH0152641B2 JP H0152641 B2 JPH0152641 B2 JP H0152641B2 JP 56016983 A JP56016983 A JP 56016983A JP 1698381 A JP1698381 A JP 1698381A JP H0152641 B2 JPH0152641 B2 JP H0152641B2
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- JP
- Japan
- Prior art keywords
- boiler
- steam
- energy loss
- leakage
- temperature
- Prior art date
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- Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】
本発明は発電プラント等の熱サイクルで構成さ
れるプラントにおいて、その機器の異常を早期に
検出し、診断する方法に関する。
れるプラントにおいて、その機器の異常を早期に
検出し、診断する方法に関する。
本発明を火力発電プラントに例をとつて以下に
説明する。
説明する。
従来、火力発電所におけるタービン、ボイラ、
発電機および各種補機については温度、圧力、流
量、水位、電圧、電流などのようなプラント状態
量が、機器として許容される制限値内にあるか否
かを定時監視し、制限値を逸脱した時即警報を発
して異常を予告しているが、この警報制限値は機
器損傷を防止することを目的としているため、制
限値そのものにかなり余裕がとられ、このため警
報が発せられてもかならずしも機器異常とは限ら
ない。
発電機および各種補機については温度、圧力、流
量、水位、電圧、電流などのようなプラント状態
量が、機器として許容される制限値内にあるか否
かを定時監視し、制限値を逸脱した時即警報を発
して異常を予告しているが、この警報制限値は機
器損傷を防止することを目的としているため、制
限値そのものにかなり余裕がとられ、このため警
報が発せられてもかならずしも機器異常とは限ら
ない。
この様に従来の警報監視は異常状態に近づいて
いることに主眼をおいているため、正確に異常を
キヤツチすることがむずかしく、また異常の原因
分析をする機能に欠けているため、正確な異常の
内容を把握できず、このため誤つたプラント操作
を行なう危険性があつた。特にボイラについては
ボイラチユーブメタル温度高の警報が用意されて
いるだけで、ボイラチユーブの漏えいや伝熱面の
汚れによる性能劣化などについては監視されてい
ない。
いることに主眼をおいているため、正確に異常を
キヤツチすることがむずかしく、また異常の原因
分析をする機能に欠けているため、正確な異常の
内容を把握できず、このため誤つたプラント操作
を行なう危険性があつた。特にボイラについては
ボイラチユーブメタル温度高の警報が用意されて
いるだけで、ボイラチユーブの漏えいや伝熱面の
汚れによる性能劣化などについては監視されてい
ない。
本発明の目的は熱力学の第２法則（一つの熱源
からの熱を温度の降下なく、また他になんら変化
を及ぼすことなく継続して仕事にかえる運動は不
可能である）を応用してボイラ各部での無効エネ
ルギを算出し、その無効エネルギの分布状況から
異常を診断することを特徴とする異常診断法を提
供するにある。
からの熱を温度の降下なく、また他になんら変化
を及ぼすことなく継続して仕事にかえる運動は不
可能である）を応用してボイラ各部での無効エネ
ルギを算出し、その無効エネルギの分布状況から
異常を診断することを特徴とする異常診断法を提
供するにある。
第１図は火力発電プラントのスケルトン図であ
る。第１図において、ボイラ１で発生した蒸気は
主蒸気管１８を通つて高圧タービン２に入り、こ
こで蒸気の熱エネルギーの一部は発電機４をまわ
すための回転機械エネルギーに変換される。高圧
タービン２で仕事をした蒸気は低温再熱蒸気管１
９を通り、再熱器１６で再び加熱され、高温再熱
蒸気管２０を通つて再熱タービン３に導かれ、再
び仕事をする。再熱タービン３で仕事をした蒸気
は排気として復水器５に入り、海水等の冷却水に
よつて冷却されて水に復する。この復水は復水ポ
ンプ６によりポンプアツプされ、復水熱交換器
７、空気抽出器８およびグランドコンデンサ９の
各熱交換器を通つて熱回収を行ない、低圧給水加
熱器１０、脱気器１１で復水の温度を上げ、ボイ
ラ給水ポンプ１２で昇圧された給水は高圧給水加
熱器１３で更に給水の温度を上げて主給水管２１
を通つてボイラ１に給水される。高圧給水加熱器
１３、脱気器１１および低圧給水加熱器１０はい
ずれもタービンの抽気で加熱される。またボイラ
は燃料調節弁１７でコントロールされた燃料が燃
料バーナ１４を通り火炉内で燃焼する。給水はこ
の燃焼による輻射熱を受けて蒸気となり、過熱器
１５で過熱されタービンに送られる。このような
プラントにおいて、プラントが正常な状態で運転
されている場合の各部の状態量、例えばボイラ、
タービン、補機等の各部における温度、圧力、流
量等は容易に計測でき、診断装置としての情報量
となり得るものである。
る。第１図において、ボイラ１で発生した蒸気は
主蒸気管１８を通つて高圧タービン２に入り、こ
こで蒸気の熱エネルギーの一部は発電機４をまわ
すための回転機械エネルギーに変換される。高圧
タービン２で仕事をした蒸気は低温再熱蒸気管１
９を通り、再熱器１６で再び加熱され、高温再熱
蒸気管２０を通つて再熱タービン３に導かれ、再
び仕事をする。再熱タービン３で仕事をした蒸気
は排気として復水器５に入り、海水等の冷却水に
よつて冷却されて水に復する。この復水は復水ポ
ンプ６によりポンプアツプされ、復水熱交換器
７、空気抽出器８およびグランドコンデンサ９の
各熱交換器を通つて熱回収を行ない、低圧給水加
熱器１０、脱気器１１で復水の温度を上げ、ボイ
ラ給水ポンプ１２で昇圧された給水は高圧給水加
熱器１３で更に給水の温度を上げて主給水管２１
を通つてボイラ１に給水される。高圧給水加熱器
１３、脱気器１１および低圧給水加熱器１０はい
ずれもタービンの抽気で加熱される。またボイラ
は燃料調節弁１７でコントロールされた燃料が燃
料バーナ１４を通り火炉内で燃焼する。給水はこ
の燃焼による輻射熱を受けて蒸気となり、過熱器
１５で過熱されタービンに送られる。このような
プラントにおいて、プラントが正常な状態で運転
されている場合の各部の状態量、例えばボイラ、
タービン、補機等の各部における温度、圧力、流
量等は容易に計測でき、診断装置としての情報量
となり得るものである。
本発明の実施例をボイラについて以下説明す
る。
る。
第３図と第２図はボイラまわり（流体側）の状
態量をぬき出したものである。すなわち、まず第
２図のボイラにおいて、ボイラ入口の給水の圧
力は282.2ata、温度は285.2℃であり、この給水
のエンタルピを蒸気表から求ると299.9Kcal／Kg
となる。ボイラ出口の主蒸気の圧力は
254.9ata、温度は543.0℃であり、この蒸気のエ
ンタルピを蒸気表から求めると791.6Kcal／Kgと
なる。ボイラの再熱器入口蒸気は高圧タービン
排気のもどりであるため、高圧タービン排気条件
に左右され、圧力は44.6ata、温度は301.1℃であ
り、この蒸気のエンタルピを蒸気表から求めると
705.1Kcal／Kgとなる。再熱器出口蒸気は再熱
器での流量抵抗を受けるため圧力は42.8ata、温
度は541.0℃であり、この蒸気のエンタルピを蒸
気表から求めると844.6Kcal／Kgとなる。ボイラ
の過熱器を通る主蒸気流量は1604655Kg／Ｈ、ま
た再熱器を通る再熱蒸気流量は1283576Kg／Ｈで
ある。
態量をぬき出したものである。すなわち、まず第
２図のボイラにおいて、ボイラ入口の給水の圧
力は282.2ata、温度は285.2℃であり、この給水
のエンタルピを蒸気表から求ると299.9Kcal／Kg
となる。ボイラ出口の主蒸気の圧力は
254.9ata、温度は543.0℃であり、この蒸気のエ
ンタルピを蒸気表から求めると791.6Kcal／Kgと
なる。ボイラの再熱器入口蒸気は高圧タービン
排気のもどりであるため、高圧タービン排気条件
に左右され、圧力は44.6ata、温度は301.1℃であ
り、この蒸気のエンタルピを蒸気表から求めると
705.1Kcal／Kgとなる。再熱器出口蒸気は再熱
器での流量抵抗を受けるため圧力は42.8ata、温
度は541.0℃であり、この蒸気のエンタルピを蒸
気表から求めると844.6Kcal／Kgとなる。ボイラ
の過熱器を通る主蒸気流量は1604655Kg／Ｈ、ま
た再熱器を通る再熱蒸気流量は1283576Kg／Ｈで
ある。
このように第２図において計測された圧力、温
度から蒸気表によりエンタルピが容易に求められ
るので別に計測された主蒸気流量（給水流量から
フローバランスにより計算して求める場合もあ
る）及びフローバランス計算から求めた再熱蒸気
流量から容易にボイラでの発生熱量を下記(1)式に
より求めることが出来る。
度から蒸気表によりエンタルピが容易に求められ
るので別に計測された主蒸気流量（給水流量から
フローバランスにより計算して求める場合もあ
る）及びフローバランス計算から求めた再熱蒸気
流量から容易にボイラでの発生熱量を下記(1)式に
より求めることが出来る。
ボイラの発生熱量＝主蒸気流量
×（主蒸気エンタルピ−給水エンタルピ）
＋再熱蒸気流量×（再熱器出口蒸気エンタルピ
−再熱器入口蒸気エンタルピ）
＝1604655×（791.6−299.9）＋1283576
×（844.6−705.1）＝968067715.5Kcal／Ｈ ……(1)
(1)式は熱量計算式である。
一方、第２図におけるボイラまわりの状態を別
の見方をしたのが第３図である。すなわち第２図
において計測された圧力、温度からエントロピ
（Kcal／Kg〓）を蒸気表から求めたものを第３図
に示してある。
の見方をしたのが第３図である。すなわち第２図
において計測された圧力、温度からエントロピ
（Kcal／Kg〓）を蒸気表から求めたものを第３図
に示してある。
熱力学の第２法則（一つの熱源からの熱を温度
の降下なく、また他になんら変化を及ぼすことな
く継続して仕事にかえる運動は不可能である）は
別の見方をすれば、他になんらの変化を及ぼすこ
となく熱交換をすることは不可能ということにと
れる。従つて第３図におけるボイラでの熱交換に
おいても、エネルギ損失なく熱交換は出来ないこ
とになる。
の降下なく、また他になんら変化を及ぼすことな
く継続して仕事にかえる運動は不可能である）は
別の見方をすれば、他になんらの変化を及ぼすこ
となく熱交換をすることは不可能ということにと
れる。従つて第３図におけるボイラでの熱交換に
おいても、エネルギ損失なく熱交換は出来ないこ
とになる。
ボイラの伝熱面における熱交換でのエネルギ損
失（無効エネルギ）は下記式で求めることができ
る。
失（無効エネルギ）は下記式で求めることができ
る。
エネルギ損失＝o
〓i=1
（G2i×T2i−G1i×T1i）
×（t0＋273.16）／KW（Kcal／KWH） ……(2)
ここで Ｇ：流量（Kg／Ｈ）
Ｔ：流体のエントロピ（Kcal／Kg〓）
KW：発電機出力（KWH）
t0：ベースとなる復水温度
（図の例では33.1℃）
サフイツクスｉ：ボイラ伝熱面の数
２：出口側
１：入口側
(2)式をもとに第３図におけるボイラでの熱交換
によるエネルギ損失（無効エネルギ、ΔQ）を求
めると下記のようになる。
によるエネルギ損失（無効エネルギ、ΔQ）を求
めると下記のようになる。
ΔQ＝｛1604655×（1.4695−0.7288）
＋1283576×（1.7159−1.5072）｝
×（33.1＋273.16／500000）≒892.1Kcal／KWH
ここで求めたエネルギ損失ΔQ＝892.1（Kcal／
KWH）はボイラが正常な状態であつても、熱交
換動作において発生する損失エネルギである。第
３図に示すボイラは実際にはいくつかの伝熱面を
持つており、その内容を示したのが第４図であ
る。第４図において、ボイラ１に入つてくる給水
は節炭器２２でボイラ排ガスと熱交換し、次にウ
オータウオールでは燃料の燃焼ふくしや熱を受
け、ここで水から蒸気にかわる。蒸気は過熱器２
４で過熱蒸気となり、さらに過熱器２６で所定の
温度まで過熱される。減温器２５はボイラ出口の
主蒸気温度を所定の温度にコントロールするため
の温度調節器であり、減温水は節炭器入口給水が
用いられる。
KWH）はボイラが正常な状態であつても、熱交
換動作において発生する損失エネルギである。第
３図に示すボイラは実際にはいくつかの伝熱面を
持つており、その内容を示したのが第４図であ
る。第４図において、ボイラ１に入つてくる給水
は節炭器２２でボイラ排ガスと熱交換し、次にウ
オータウオールでは燃料の燃焼ふくしや熱を受
け、ここで水から蒸気にかわる。蒸気は過熱器２
４で過熱蒸気となり、さらに過熱器２６で所定の
温度まで過熱される。減温器２５はボイラ出口の
主蒸気温度を所定の温度にコントロールするため
の温度調節器であり、減温水は節炭器入口給水が
用いられる。
このボイラ１において正常状態での流体の圧
力、温度特性を第５図に示した。第５図において
流体の圧力、温度からエントロピを蒸気表から求
め、これらから各伝熱面におけるエネルギ損失
（ΔQN）（(2)式から計算したもの）をΔQN1〜ΔQN5
として示した。
力、温度特性を第５図に示した。第５図において
流体の圧力、温度からエントロピを蒸気表から求
め、これらから各伝熱面におけるエネルギ損失
（ΔQN）（(2)式から計算したもの）をΔQN1〜ΔQN5
として示した。
今、第５図におけるボイラにおいて、過熱器２
４のチユーブに穴があき、炉内に蒸気が噴出する
漏えい事故が発生した場合、ボイラ内部の各伝熱
面の出入口の温度特性が正常状態に対してどのよ
うに変化するかを第６図に示した。
４のチユーブに穴があき、炉内に蒸気が噴出する
漏えい事故が発生した場合、ボイラ内部の各伝熱
面の出入口の温度特性が正常状態に対してどのよ
うに変化するかを第６図に示した。
第６図は過熱器２４から30000Kg／Ｈの蒸気漏
えいが発生した場合について示したもので、ボイ
ラの入熱（燃料の持つエネルギ）が約一定である
（発電機出力が一定であるため）ことから、過熱
器２４の上流側の流体は漏えい蒸気分（30000
Kg／Ｈ）相当量だけ多くなるため、流体の圧力、
温度が変化する。この時の状態量と各伝熱面での
エネルギ損失（ΔQL）を第６図に示した。第６図
において、蒸気漏えい30000Kg／Ｈのエネルギ損
失ΔQL30は(3)式で求められる。
えいが発生した場合について示したもので、ボイ
ラの入熱（燃料の持つエネルギ）が約一定である
（発電機出力が一定であるため）ことから、過熱
器２４の上流側の流体は漏えい蒸気分（30000
Kg／Ｈ）相当量だけ多くなるため、流体の圧力、
温度が変化する。この時の状態量と各伝熱面での
エネルギ損失（ΔQL）を第６図に示した。第６図
において、蒸気漏えい30000Kg／Ｈのエネルギ損
失ΔQL30は(3)式で求められる。
ΔQL30＝漏えい蒸気流量×蒸気エントロピ
×（273.16＋漏えい蒸気温度／発電機出力）
＝30000×1.2464×（273.16＋410.0／500000）
≒51.1Kcal／KWH ……(3)
その他のエネルギ損失の計算は(2)式に従つて求
めた。
めた。
第６図のエネルギ損失を第５図の正常状態のも
のと比較すると、蒸気漏えいのある過熱器２４で
のエネルギ損失が大きく増加していることがわか
る。
のと比較すると、蒸気漏えいのある過熱器２４で
のエネルギ損失が大きく増加していることがわか
る。
しかし蒸気漏えいは実際には計測出来ないた
め、漏えい量が30000Kg／Ｈあつても第７図に示
すようにすべて主蒸気流量として流れて行つたと
考えてしまうため、このような状態での各伝熱面
でのエネルギ損失を求めると第７図の通りとな
る。第７図のエネルギ損失を第５図の正常状態の
ものと比較してみると、下記のようになり
ΔQL3′と ΔQL′−ΔQN／ΔQN＝741.6−728.0／728.0→ 1.9％ ΔQL1′−ΔQN1／ΔQN1＝103.6−103.2／103.2→ 0.4％ ΔQL2′−ΔQN2／ΔQN2＝372.8−368.1／368.1→ 1.3％ ΔQL3′−ΔQN3／ΔQN3＝105.0−99.0／99.0→ 6.1％ ΔQL4′−ΔQN4／ΔQN4＝1.0−1.5／1.5→ 33.3％ ΔQL5′−ΔQN5／ΔQN5＝159.2−156.3／156.3→ 1.9％ ΔQL4′のエネルギ損失が全エネルギ損失の変化
に比べ大きく変化していることがわかる。すなわ
ちΔQL3′が大きく変化していることから過熱器２
４に損失が発生していること、またΔQL4′が減少
方向に変化していることは減温器を通る蒸気流量
を実際のものより多く見込んだことを表わしてい
る。このことから過熱器２４で蒸気の漏えいが発
生したことが容易に検知することができる。
め、漏えい量が30000Kg／Ｈあつても第７図に示
すようにすべて主蒸気流量として流れて行つたと
考えてしまうため、このような状態での各伝熱面
でのエネルギ損失を求めると第７図の通りとな
る。第７図のエネルギ損失を第５図の正常状態の
ものと比較してみると、下記のようになり
ΔQL3′と ΔQL′−ΔQN／ΔQN＝741.6−728.0／728.0→ 1.9％ ΔQL1′−ΔQN1／ΔQN1＝103.6−103.2／103.2→ 0.4％ ΔQL2′−ΔQN2／ΔQN2＝372.8−368.1／368.1→ 1.3％ ΔQL3′−ΔQN3／ΔQN3＝105.0−99.0／99.0→ 6.1％ ΔQL4′−ΔQN4／ΔQN4＝1.0−1.5／1.5→ 33.3％ ΔQL5′−ΔQN5／ΔQN5＝159.2−156.3／156.3→ 1.9％ ΔQL4′のエネルギ損失が全エネルギ損失の変化
に比べ大きく変化していることがわかる。すなわ
ちΔQL3′が大きく変化していることから過熱器２
４に損失が発生していること、またΔQL4′が減少
方向に変化していることは減温器を通る蒸気流量
を実際のものより多く見込んだことを表わしてい
る。このことから過熱器２４で蒸気の漏えいが発
生したことが容易に検知することができる。
また減温器まわりのエネルギ損失が現実にはあ
り得ない現象（蒸気漏えい発生にもかかわらずエ
ネルギ損失が減少している）となつているのはあ
きらかに主蒸気流量が実際よりも多いとみたため
（別に減温水量が少なく計測した場合もこのよう
な結果になるが、計測誤差からしてこちらの方の
影響は少ない）である。したがつて主蒸気流量が
どれだけ多く見込んだかをこの現象から逆算して
みると下記のようになり、 ｛（1570469−ｘ）×（1.3105−1.3332） ＋64186×（1.3105−0.7288）｝ ×（33.1＋273.16／500000）＝1.5x≒33551（Kg／Ｈ
） ここで求められたｘがほゞ蒸気漏えい量に相当
している。
り得ない現象（蒸気漏えい発生にもかかわらずエ
ネルギ損失が減少している）となつているのはあ
きらかに主蒸気流量が実際よりも多いとみたため
（別に減温水量が少なく計測した場合もこのよう
な結果になるが、計測誤差からしてこちらの方の
影響は少ない）である。したがつて主蒸気流量が
どれだけ多く見込んだかをこの現象から逆算して
みると下記のようになり、 ｛（1570469−ｘ）×（1.3105−1.3332） ＋64186×（1.3105−0.7288）｝ ×（33.1＋273.16／500000）＝1.5x≒33551（Kg／Ｈ
） ここで求められたｘがほゞ蒸気漏えい量に相当
している。
このようにして(2)式により求めたエネルギ損示
（ΔQLi）と正常時のそれ（ΔQNi）とを比較し、そ
の偏差量によりボイラ内部からの蒸気あるいは給
水の漏えいの有無を判定することが本発明のポイ
ントである。第８図、第９図に本発明を適用した
一例を示した。第８図はボイラの各伝熱面（ゾー
ン１からゾーン５）でのエネルギ損示（(2)式から
求めたもの）の区分を示しており、ここで求めた
ΔQLiをもとに、第９図に示す診断アルゴリズム
により正常時のΔQNiとの偏差量をもとに漏えい
発生を検出するものである。すなわち第９図にお
いて、ボイラ伝熱面部の各ゾーンごとに、正常時
のエネルギ損失（ΔQNi）と現時点で求めたエネ
ルギ損失（ΔQLi）の偏差の割合いを求め（ａ／ｂ）、 それがボイラトータルのエネルギ損失偏差割合い
に対し、各ゾーンのそれが大きく変化しているか
をチエツクし大きく変化している場合を漏えい発
生と診断するものである。ここでボイラトータル
のエネルギ損失偏差割合いと比較したのは、ボイ
ラの汚れや、性能劣化の影響をとり除くためであ
り、各ゾーンでの偏差割合いの組合せにより診断
したのは、計測器の異常をとり除くためである。
（ΔQLi）と正常時のそれ（ΔQNi）とを比較し、そ
の偏差量によりボイラ内部からの蒸気あるいは給
水の漏えいの有無を判定することが本発明のポイ
ントである。第８図、第９図に本発明を適用した
一例を示した。第８図はボイラの各伝熱面（ゾー
ン１からゾーン５）でのエネルギ損示（(2)式から
求めたもの）の区分を示しており、ここで求めた
ΔQLiをもとに、第９図に示す診断アルゴリズム
により正常時のΔQNiとの偏差量をもとに漏えい
発生を検出するものである。すなわち第９図にお
いて、ボイラ伝熱面部の各ゾーンごとに、正常時
のエネルギ損失（ΔQNi）と現時点で求めたエネ
ルギ損失（ΔQLi）の偏差の割合いを求め（ａ／ｂ）、 それがボイラトータルのエネルギ損失偏差割合い
に対し、各ゾーンのそれが大きく変化しているか
をチエツクし大きく変化している場合を漏えい発
生と診断するものである。ここでボイラトータル
のエネルギ損失偏差割合いと比較したのは、ボイ
ラの汚れや、性能劣化の影響をとり除くためであ
り、各ゾーンでの偏差割合いの組合せにより診断
したのは、計測器の異常をとり除くためである。
この第９図の動作を更に詳細に述べると、まず
２８は各ゾーンごとに設けた信号発生器であり、
例えば第１０図に示すように給水流量に対する正
常時のエネルギー損失ΔQNの関係を記憶した関数
発生器とされ、数式で実現するときには(2)式を実
行すればよい。減算器２９の他の入力ΔQLもま
た、エネルギー損失であり、ΔQNと同様の考えで
算出される。ただ、２９によりエネルギー損失の
差（ΔQN−ΔQL）を求めるために、ΔQLはその時
点のエネルギー損失とされるに対し、ΔQNは過去
の時点のものとされる。この２９の出力はボイラ
正常状態で零であり、漏えい状態において初めて
出力を与える。３０は割算器であり、
ΔQN−ΔQL／ΔQNを出力する。この３０の出力は漏え い率とでもいうものであり、第８図の各ゾーンご
とに求める。３１は加算器であつて３０―０の出
力と許容値αとを加算する。３２は、減算器であ
り、分割されたボイラ内各ゾーンごとにの割算器
３０の出力（各ゾーンでの漏えい率）と加算器３
１の出力（ボイラトータルのエネルギー損失偏差
割合）との差を求め、前者が後者を上回るとき出
力する。ここで、３１の出力もまた漏えいにより
増加する量であるから、ボイラトータルとしての
増加割合を、各部の割加割合が越えるとき３２の
出力が得られることとなり、許容値αを設定した
ことにより検出誤差による誤動作を防止してい
る。尚、前記したように減温器まわりのエネルギ
ー損失はあり得ないことから、減温器についての
ゾーンの為に設けた割合器３０―４の出力を加算
器３１の出力（ボイラトータルエネルギー損失偏
差割合）と比較することは意味がない。この部分
での漏えいでは、３０―４の出力が負値となるこ
とから、加算器３３において正の許容値βと加算
し、これが負となることで減温器についての漏え
い検出とする。３２もしくは３３により発見され
た各部の漏えいは、これを論理的に組合わせるこ
とで、より高信頼度の検出及び漏えい位置の特定
を行なう。例えば、３２―１が出力するときには
第８図のゾーン１と２を含む領域を監視する検出
部分の検出出力（減算器３２―１２の出力）も出
力を与えるはずであるからその論理積をアンド回
路ANDで求めることで高信頼度とできる。尚、
ORは論理和を求めるオア回路である。
２８は各ゾーンごとに設けた信号発生器であり、
例えば第１０図に示すように給水流量に対する正
常時のエネルギー損失ΔQNの関係を記憶した関数
発生器とされ、数式で実現するときには(2)式を実
行すればよい。減算器２９の他の入力ΔQLもま
た、エネルギー損失であり、ΔQNと同様の考えで
算出される。ただ、２９によりエネルギー損失の
差（ΔQN−ΔQL）を求めるために、ΔQLはその時
点のエネルギー損失とされるに対し、ΔQNは過去
の時点のものとされる。この２９の出力はボイラ
正常状態で零であり、漏えい状態において初めて
出力を与える。３０は割算器であり、
ΔQN−ΔQL／ΔQNを出力する。この３０の出力は漏え い率とでもいうものであり、第８図の各ゾーンご
とに求める。３１は加算器であつて３０―０の出
力と許容値αとを加算する。３２は、減算器であ
り、分割されたボイラ内各ゾーンごとにの割算器
３０の出力（各ゾーンでの漏えい率）と加算器３
１の出力（ボイラトータルのエネルギー損失偏差
割合）との差を求め、前者が後者を上回るとき出
力する。ここで、３１の出力もまた漏えいにより
増加する量であるから、ボイラトータルとしての
増加割合を、各部の割加割合が越えるとき３２の
出力が得られることとなり、許容値αを設定した
ことにより検出誤差による誤動作を防止してい
る。尚、前記したように減温器まわりのエネルギ
ー損失はあり得ないことから、減温器についての
ゾーンの為に設けた割合器３０―４の出力を加算
器３１の出力（ボイラトータルエネルギー損失偏
差割合）と比較することは意味がない。この部分
での漏えいでは、３０―４の出力が負値となるこ
とから、加算器３３において正の許容値βと加算
し、これが負となることで減温器についての漏え
い検出とする。３２もしくは３３により発見され
た各部の漏えいは、これを論理的に組合わせるこ
とで、より高信頼度の検出及び漏えい位置の特定
を行なう。例えば、３２―１が出力するときには
第８図のゾーン１と２を含む領域を監視する検出
部分の検出出力（減算器３２―１２の出力）も出
力を与えるはずであるからその論理積をアンド回
路ANDで求めることで高信頼度とできる。尚、
ORは論理和を求めるオア回路である。
なおボイラからの蒸気、給水の漏えいは急速に
拡大して行くため、(2)式から求めたエネルギ損失
を正常時のそれとの偏差割合いを求め、さらにそ
の偏差割合いの変化率を求め、第１０図の漏えい
検出ロジツクで偏差割合いを変化率割合いにすれ
ば異常検出を早くすることができ、偏差割合いを
もとにした診断結果と偏差割合いの変化率をもと
にした診断結果から下記ロジツクにより、早期検
出と、検出の確実化をはかることもできる。
拡大して行くため、(2)式から求めたエネルギ損失
を正常時のそれとの偏差割合いを求め、さらにそ
の偏差割合いの変化率を求め、第１０図の漏えい
検出ロジツクで偏差割合いを変化率割合いにすれ
ば異常検出を早くすることができ、偏差割合いを
もとにした診断結果と偏差割合いの変化率をもと
にした診断結果から下記ロジツクにより、早期検
出と、検出の確実化をはかることもできる。
なお当然ながら本診断機能は計算機の中に組込
むことが出来、ボイラ以外の熱機器にも使用でき
る。
むことが出来、ボイラ以外の熱機器にも使用でき
る。
第１図は火力発電プラントの機能を示すスケル
トン図、第２図から第８図はボイラまわりの状態
値を示す図、第９図は本発明の異常診断法の診断
アルゴリズム、第１０図は信号発生装置の特性を
示した図である。 ２８……信号発生器、２９，３２……減算器、
３１，３３……加算器、３０……割算器。
トン図、第２図から第８図はボイラまわりの状態
値を示す図、第９図は本発明の異常診断法の診断
アルゴリズム、第１０図は信号発生装置の特性を
示した図である。 ２８……信号発生器、２９，３２……減算器、
３１，３３……加算器、３０……割算器。
Claims (1)
- １ 流体との熱交換を行なうプラントの出入口の
流体のエントロピをもとに熱交換による無効エネ
ルギを求め、その無効エネルギの変化によりプラ
ントの流体漏えいの有無を判定することを特徴と
するプラントの異常診断法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP56016983A JPS57131903A (en) | 1981-02-09 | 1981-02-09 | Abnormality diagnosis of plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP56016983A JPS57131903A (en) | 1981-02-09 | 1981-02-09 | Abnormality diagnosis of plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS57131903A JPS57131903A (en) | 1982-08-16 |
| JPH0152641B2 true JPH0152641B2 (ja) | 1989-11-09 |
Family
ID=11931281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP56016983A Granted JPS57131903A (en) | 1981-02-09 | 1981-02-09 | Abnormality diagnosis of plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS57131903A (ja) |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5131881A (ja) * | 1974-09-13 | 1976-03-18 | Hitachi Ltd | Tashinkeeburunotanmatsufusenshorihoho |
| JPS5148201A (ja) * | 1974-10-23 | 1976-04-24 | Hitachi Ltd | Terebijonjushinkyodenshidochochuuna |
| JPS5415433A (en) * | 1977-07-06 | 1979-02-05 | Nippon Steel Corp | Method of producing tin electro-plate |
| JPS5451558U (ja) * | 1977-09-17 | 1979-04-10 | ||
| JPS5755306A (en) * | 1980-09-17 | 1982-04-02 | Mitsubishi Electric Corp | Simulator for steam generator |
-
1981
- 1981-02-09 JP JP56016983A patent/JPS57131903A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS57131903A (en) | 1982-08-16 |
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