(57)【要約】【課題】二次的排出物質の排出量上限を満足する発電計画を規定した発電計画結果データが出力可能な発電計画作成装置を得る。【解決手段】発電計画作成装置は、基準となる初期発電計画結果データで規定される発電計画で運転させた場合の複数の発電機の排出量合計が排出量上限値を上回った場合、排出量抑制処理部によって排出量抑制処理を実行させている。具体的には、排出量抑制処理の一つとして、複数の発電機内において発電機Ｕ１及び発電機Ｕ２を選択し、発電機Ｕ１の発電電力を持ち替え可能量減少させる発電電力減少処理と、発電機Ｕ２を持ち替え可能量増加させる発電電力増加処理とからなる電力持ち替え処理を行い、この電力持ち替え処理によって複数の発電機の排出量減少を図っている。【選択図】図７
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
入力データ群を取り込み、複数の発電機について各発電機の発電電力の値及び運転停止状態を含む決定発電計画を規定した決定発電計画結果データを生成する発電計画作成装置であって、
前記入力データ群は、基準となる発電計画を規定した初期発電計画結果データ、前記複数の発電機の性能を規定した発電機性能データ、前記複数の発電機が発電運転時に二次的に排出する二次的排出物質の排出量に関するデータを規定した二次的排出物質関連データ及び前記二次的排出物質の排出量上限を規定した二次的排出物質排出量上限データを含み、
前記入力データ群に基づき、前記発電計画に沿って前記複数の発電機を運転させた場合における前記複数の発電機の排出量合計が、二次的排出物質排出量上限データで規定した排出量上限値内に収まるか否かの良否評価を含む発電機評価処理を行う発電機評価処理部と、
前記発電機評価処理による評価結果が否定評価であった場合、前記排出量合計が低下するように、前記複数の発電機内の少なくとも２つの発電機間で発電電力を互いに持ち替える電力持ち替え処理を行い、決定した電力持ち替え処理が反映された内容に前記発電計画を改める処理を含む排出量抑制処理を行う排出量抑制処理部とを備え、
前記発電機評価処理部は、前記発電計画が前記排出量抑制処理部により改められた場合は、改められた前記発電計画に沿って前記発電機評価処理を再び行い、
前記発電機評価処理による評価結果が良評価であった場合、その時の前記発電計画を前記決定発電計画として規定した前記決定発電計画結果データを出力するデータ出力処理部をさらに備えた、
発電計画作成装置。
【請求項２】
請求項１記載の発電計画作成装置であって、
前記電力持ち替え処理は、前記複数の発電機内において異なる第１及び第２の発電機を選択し、前記第１の発電機の発電電力を所定の持ち替え可能量減少させる発電電力減少処理と、前記第２の発電機を前記所定の持ち替え可能相当量分増加させる発電電力増加処理とを含む、
発電計画作成装置。
【請求項３】
請求項２記載の発電計画作成装置であって、
前記電力持ち替え処理は第１の電力持ち替え処理を含み、
前記第１の電力持ち替え処理は、
発電運転中の前記第１の発電機を停止させることなく前記所定の持ち替え可能量減少させる第１の発電電力減少処理と、
発電運転中の前記第２の発電機の発電電力を前記所定の持ち替え可能量増加させる第１の発電電力増加処理とを含み、前記所定の持ち替え可能相当量は前記所定の持ち替え可能量を含む、
発電計画作成装置。
【請求項４】
請求項３記載の発電計画作成装置であって、
前記電力持ち替え処理は第２の電力持ち替え処理をさらに含み、
前記第２の電力持ち替え処理は、
発電運転中の前記第１の発電機を停止させて前記所定の持ち替え可能量減少させる第２の発電電力減少処理と、
発電運転中または停止状態の前記第２の発電機の発電電力を前記所定の持ち替え可能相当量増加させる第２の発電電力増加処理とを含み、前記所定の持ち替え可能相当量は前記所定の持ち替え可能量を含む、
発電計画作成装置。
【請求項５】
請求項４記載の発電計画作成装置であって、
前記排出量抑制処理部は、前記第１及び第２の電力持ち替え処理のうち、前記排出量合計の低下度合が優れた方を、前記決定した電力持ち替え処理とする、
発電計画作成装置。
【請求項６】
請求項４あるいは請求項５記載の発電計画作成装置であって、
前記複数の発電機は複数の火力発電機と少なくとも一つの揚水発電機とを含み、前記複数の火力発電機は前記第１及び第２の発電機を含み、
前記電力持ち替え処理は第３の電力持ち替え処理をさらに含み、
前記第３の電力持ち替え処理は、
前記第１の発電機の前記所定の持ち替え可能量減少させる第３の発電電力減少処理と、
前記少なくとも一つの揚水発電機の発電電力を前記所定の持ち替え可能量増加させ、さらに異なる時間において前記揚水発電機の揚水動力を所定の揚水動力必要量増加させ、前記第２の発電機の発電電力を増加させて前記所定の揚水動力必要量を得る第３の発電電力増加処理を含み、前記所定の持ち替え可能相当量は前記所定の揚水動力必要量を含み、前記所定の揚水動力必要量は前記所定の持ち替え可能量の揚水発電で必要となる水を揚水するための電力の値を含む、
発電計画作成装置。
【請求項７】
請求項６記載の発電計画作成装置であって、
前記排出量抑制処理部は、前記第１〜第３の電力持ち替え処理のうち、前記排出量合計の低下度合が優れた処理を、前記決定した電力持ち替え処理とする、
発電計画作成装置。
【請求項８】
請求項１ないし請求項７のうち、いずれか１項に記載の発電計画作成装置であって、
前記初期発電計画結果データは、第１の燃料消費量制約を満足する前記発電計画を規定したデータを含み、
前記入力データ群は、第２の燃料消費量制約を規定した燃料消費量制約データをさらに含み、
前記排出量抑制処理部は、前記第２の燃料消費量制約を満足した状態で、前記電力持ち替え処理を行う、
発電計画作成装置。
【請求項９】
請求項１ないし請求項８のうち、いずれか１項に記載の発電計画作成装置であって、
前記入力データ群は、前記二次的排出物質の排出権の取引に関するデータを規定した排出権取引データをさらに含み、
前記排出量抑制処理部は、所定条件時に、前記決定した発電電力持ち替え処理を破棄し、排出権の取引市場、あるいは市場外での相対取引により前記排出権を購入する処理に改める処理を前記排出量抑制処理として行う、
発電計画作成装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、発電計画作成装置に関し、二次的排出物質の排出量を抑制した複数の発電機の発電計画を規定した発電計画結果データを作成する発電計画作成装置である。
【背景技術】
【０００２】
複数の発電機の発電計画は、多数の火力発電機に対して、各発電機の性能や運用制約を考慮して、単位時間毎の各発電機の起動・停止、発電電力を計画するものである。発電計画を立てる上で、各単位時間では予測した需要と全発電機の発電電力合計が一致（需給バランス制約）しなければならず、各発電機は発電機毎の起動・停止時の発電電力のパターンや最小運転時間・最小停止時間を守って運転しなければならない。従来の発電計画では、主として発電に消費する燃料などのコスト（発電コスト）を最小化すること（コスト最小化）を目的としており、様々な手法でコスト最小化する発電計画手法が提案されてきた。
【０００３】
例えば、特許文献１で開示された自動給電システムでは、発電計画の目的関数に発電コストとともに環境への悪影響をコスト換算したものを加味し、目的関数の最小化問題をラグランジュ緩和法で解いている。
【０００４】
また、非特許文献１で開示された方法では、燃料消費量制約を考慮しており、火力発電機が消費する燃料消費量が外部から与えられた燃料消費量の上下限制約を満足すべく、火力発電機同士で発電電力を持ち替えることにより、燃料消費量制約を満足する発電計画結果を作成している。
【０００５】
【特許文献１】特開２００２−６４９３５号公報
【非特許文献１】平野秀明・橋本博幸・広瀬公一・伊佐治圭介・高橋順一：「起動停止回数と燃料消費量の制約を考慮した年間需給計画手法の開発」、平成２０年度  電力技術・電力系統技術合同研究会資料、PE-08-110、pp.7-12
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
近年はＣＯ2等の環境に影響を与える二次的排出物質の排出抑制が求められており、与えられる排出量上限を満足する必要がある。しかし、二次的排出物質の排出量上限のような新しい制約を加味して発電計画を行う場合、新しい制約を加味していない従来の発電計画結果から大きく変化した発電計画結果となる場合がある。しかし、発電計画業務上、発電計画内容の大きな変化は業務への影響が大きく、運用が困難になる可能性があるという問題点があった。
【０００７】
特許文献１で開示された自動給電システムは、発電計画の目的関数に環境汚染物質の排出量をコスト換算したものが加味されている。しかし、ラグランジュ緩和法を用いて目的関数を最小化するように解いているため、目的関数が変化したことで従来の発電計画結果データと大きくかけ離れた発電計画結果データが出力される可能性が高く、実用的でないという問題点があった。
【０００８】
一方、非特許文献１に開示された年間需給計画手法では、環境に影響を与える二次的排出物質について考慮する手段がなく、二次的排出物質の排出量上限を考慮した発電計画を作成することができないという問題点があった。
【０００９】
この発明は上記問題点を解決するためになされたもので、二次的排出物質の排出量上限を満足する発電計画を規定した発電計画結果データを出力可能な発電計画作成装置を得ることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
この発明に係る請求項１記載の発電計画作成装置は、入力データ群を取り込み、複数の発電機についての発電機の発電電力の値及び運転停止状態を含む決定発電計画を規定した決定発電計画結果データを生成する装置であって、前記入力データ群は、基準となる発電計画を規定した初期発電計画結果データ、前記複数の発電機の性能を規定した発電機性能データ、前記複数の発電機が発電運転時に二次的に排出する二次的排出物質の排出量に関するデータを規定した二次的排出物質関連データ及び前記二次的排出物質の排出量上限を規定した二次的排出物質排出量上限データを含み、前記入力データ群に基づき、前記発電計画に沿って前記複数の発電機を運転させた場合における前記複数の発電機の排出量合計が、二次的排出物質排出量上限データで規定した排出量上限値内に収まるか否かの良否評価を含む発電機評価処理を行う発電機評価処理部と、前記発電機評価処理による評価結果が否定評価であった場合、前記排出量合計が低下するように、前記複数の発電機内の少なくとも２つの発電機間で発電電力を互いに持ち替える電力持ち替え処理を行い、決定した電力持ち替え処理が反映された内容に前記発電計画を改める処理を含む排出量抑制処理を行う排出量抑制処理部とを備え、前記発電機評価処理部は、前記発電計画が前記排出量抑制処理部により改められた場合は、改められた前記発電計画に沿って前記発電機評価処理を再び行い、前記発電機評価処理による評価結果が良評価であった場合、その時の前記発電計画を前記決定発電計画として規定した前記決定発電計画結果データを出力するデータ出力処理部をさらに備えている。
【発明の効果】
【００１１】
請求項１記載の発電計画作成装置は、初期発電計画結果データで規定される基準となる発電計画による複数の発電機の排出量合計が排出量上限値を上回っていても、排出量抑制処理部による排出量抑制処理により、当該排出量合計が排出量上限値内に収まるように改められた決定発電計画を規定した決定発電計画結果データをデータ出力処理部から出力することができる効果を奏する。
【００１２】
また、初期発電計画結果データで規定される発電計画を基準として決定発電計画を得ることにより、初期発電計画結果データで規定される発電計画から決定発電計画の内容が大きく変動されることを回避することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１３】
＜実施の形態１＞
図１はこの発明の実施の形態１である発電計画作成装置５及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【００１４】
同図に示すように、実施の形態１の発電計画作成装置５は、データ入力処理部５１、発電機評価処理部５２、排出量抑制処理部５３及びデータ出力処理部５４から構成され、入力データ群Ｄ１０を入力し、排出量抑制発電計画結果データＤ９を出力している。
【００１５】
入力データ群Ｄ１０は二次的排出物質の排出量を考慮した火力発電機による発電計画作成に必要な種々のデータであり、初期発電計画結果データＤ１、発電機性能データＤ２、二次的排出物質関連データＤ３及び二次的排出物質排出量上限データＤ４を含んでいる。
【００１６】
初期発電計画結果データＤ１は、既存・発電計画作成装置１０等を使用して作成された、発電計画を規定したデータである。発電機性能データＤ２は、発電計画対象の各火力発電機の性能を示すデータである。二次的排出物質関連データＤ３は各発電機が排出するＣＯ2等の環境に影響を与える二次的排出物質のデータを含むデータである。二次的排出物質排出量上限データＤ４は、二次的排出物質の排出量の上限値を指示するデータである。
【００１７】
発電計画作成装置５内において、データ入力処理部５１は入力データ群Ｄ１０を受け、そのデータ内容を発電機評価処理部５２及び排出量抑制処理部５３に出力する。
【００１８】
発電機評価処理部５２は、データ入力処理部５１から得たデータ内容に基づき各発電機を評価する発電機評価処理を実行する。この発電機評価処理は、各発電機の発電コストを計算する発電コスト計算処理、各発電機の二次的排出物質の排出量を計算する排出量計算処理を行い、各発電機の評価値を作成する評価値計算処理を含む、さらに、発電機評価処理部５２は最終的な判断として、複数の発電機の排出量合計ＳＵＭＥが二次的排出物質排出量上限データＤ４で指示された排出量上限値ＵＶＬを下回っているか否かの良否判断を行う。
【００１９】
排出量抑制処理部５３は、入力データ群Ｄ１０を受けるとともに、発電機評価処理部５２と情報交換を行いながら、二次的排出物質の排出量を減少させる排出量抑制処理を行う。当該排出量抑制処理で計画対象期間の各時刻の選択順を決定する時刻ソート処理を行い、さらに、発電機間の電力持ち替えを検討する電力持ち替え検討処理、及び電力持ち替え検討処理の検討結果を受けて電力持ち替えを反映させる電力持ち替え反映処理を行う。
【００２０】
発電機評価処理部５２による発電機評価処理と排出量抑制処理部５３による排出量抑制処理は、発電計画に基づき複数の発電機が運転した場合における二次的排出物質の排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬ以下になるまで繰り返し行われる。そして、発電機評価処理部５２は、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬ以下になる発電計画を決定発電計画結果とする。
【００２１】
そして、データ出力処理部５４は、決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を出力する。
【００２２】
なお、実施の形態１を含め実施の形態全体に係る発電計画作成装置５は、例えば、図２に示すようなコンピュータ装置により実現することができる。
【００２３】
このコンピュータ装置は主記憶装置１１、演算装置１２、入力装置１３、二次記憶装置１４及び出力装置１５から構成され、これらの装置１１〜１５は、共通バス１６を介して共通に接続される。
【００２４】
図２で示すコンピュータ装置において、発電計画作成装置５内のデータ入力処理部５１は例えば入力装置１３によって実現でき、入力データ群Ｄ１０は主記憶装置１１あるいは二次記憶装置１４内に格納可能である。発電機評価処理部５２及び排出量抑制処理部５３による処理は、例えば演算装置１２がコンピュータを機能させるプログラムに基づき運転することによって実現可能であり、前記プログラムは主記憶装置１１あるいは二次記憶装置１４に格納可能である。
【００２５】
発電機評価処理部５２及び排出量抑制処理部５３で作成した中間データ及び排出量抑制発電計画結果データＤ９は、例えば、主記憶装置１１あるいは二次記憶装置１４に一時的に格納することもできる。データ出力処理部５４は例えば出力装置１５によって実現でき、主記憶装置１１あるいは二次記憶装置１４に一時的に格納されている排出量抑制発電計画結果データＤ９を外部に出力する。
【００２６】
図３は、実施の形態１の発電計画作成装置５による発電計画作成処理の処理手順を示すフローチャートである。
【００２７】
同図を参照して、ステップＳ１において、データ入力処理部５１が入力データ群Ｄ１０を入力するデータ入力処理が行われる。
【００２８】
入力データ群Ｄ１０における初期発電計画結果データＤ１は、発電計画が対象とする任意の期間（例えば、年間、月間、週間、日間）に対して、少なくとも各火力発電機の単位時間（例えば、１時間、３０分）当たりの起動／停止、運転／停止状態、発電電力を含む発電計画を規定したデータである。
【００２９】
図４は、発電機１台に対する初期発電計画結果データＤ１の規定する発電計画の内容を模式的に示す説明図である。同図において、横軸に時間ｔ、縦軸に発電電力Ｐをとり、時間が進むにつれて停止状態ＳＳから起動し、運転状態ＤＳに遷移した後、停止して停止状態ＳＳに遷移する。その後、再び起動して運転状態に遷移する動きを示している。なお、停止状態ＳＳ、運転状態ＤＳ及び運転状態ＤＳの際の発電電力Ｐは単位時間Δｔ毎に設定される。
【００３０】
なお、運転状態ＤＳには、停止状態ＳＳから起動後の所定期間、固定の起動パターンＡＰが設けられ、運転状態ＤＳの停止までの所定期間、固定の停止パターンＳＰが設けられる。そして、運転状態ＤＳにおいて、起動パターンＡＰ及び停止パターンＳＰを除く期間が連続運転状態ＣＤＳと呼ぶ。また、停止状態ＳＳが連続している期間を連続停止状態ＣＳＳと呼ぶ。
【００３１】
図５は複数の発電機の発電電力と需要について、各単位時間において需給バランス制約が守られている初期発電計画結果データの需給バランス例を模試的に示す説明図である。同図に示すように、時々刻々変化する需要電力ＤＰに対応するように、複数の発電機の発電電力Ｐ１〜Ｐ５が割り当てられる。初期発電計画結果データＤ１は図５の需要電力ＤＰに示すような需要値の経時変化も規定している。
【００３２】
需給バランスの関係を以下の式(1)に表す。なお、式(1)は"t"が対象の時刻（単位時間毎に設定）、"i"が発電機の個別番号、Ｄが需要、Ｐが発電機の発電電力をそれぞれ表している。
【００３３】
【数１】
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【００３４】
発電機性能データＤ２は、発電計画が対象とする各火力発電機の出力上下限、起動パターン、停止パターン、起動コスト、停止コスト、最小運転時間、最小停止時間、燃料消費量曲線、燃料消費コスト、及び発電コストを少なくとも含む発電機毎の性能を示すデータである。
【００３５】
各発電機の出力上下限は、発電機毎に発電可能な電力の上下限を表す最大出力と最小出力であり、気温によって変動するため、季節毎や月毎などユーザが指定する期間単位で変動する値を持つ。なお、各発電機の［最大出力］及び［最小出力］は以下で示す式(2)で表される。なお。式(2)において、Ｐｍａｘが最大出力を示し、Ｐｍｉｎが最小出力を示し、"ｔｅｒｍ"は期間を表している。
【００３６】
【数２】
2010148295.tif 000004
【００３７】
図６は発電機の起動パターン及び停止パターン例を模式的に示す説明図である。同図の(a) 〜(c) において、停止状態ＳＳから起動後の所定期間に設けられる起動パターンＡＰ１〜ＡＰ３が示されている。また、同図の(d) ，(e) において、運転状態ＤＳの停止までの所定期間に設けられる停止パターンＳＰ１，ＳＰ２が示されている。
【００３８】
図６で示す起動パターンＡＰ１〜ＡＰ３は、対象発電機が起動時に発電しなければならない発電電力であり、一定時間にかかるパターンの形で表わされる。パターンの形は複数種類あり、発電機が起動する時間の温度により決定される。温度は起動前の連続停止時間により影響されるため、停止時間により選択するパターンを判断することもある。起動パターンＡＰ１〜ＡＰ３は最小出力には制限されず、定格最大出力以下の値をとる。一方、停止パターンＳＰ１，ＳＰ２に関しても同様に、停止時に発電しなければならない発電電力であり、一定時間にかかるパターンの形で表わされる。
【００３９】
各発電機は、通常、最大出力と最小出力の間の任意の値を発電するが、起動時と停止時には各発電機が持つ設備の特性として、図６に示すような固定的な値（起動パターンＡＰ１〜ＡＰ３，停止パターンＳＰ１，ＳＰ２）で発電しなければならない。
【００４０】
起動コストは、各発電機が起動する際に必要となるコストである。発電機毎の値であり、発電機内のタービンを起動させるためボイラに必要な燃料コストや人件費などを含めたコストである。
【００４１】
停止コストは、各発電機が停止する際に必要となるコストであり、起動コスト同様に発電機毎の値である。例えば、起動前の連続停止時間を"ｈｄｏｗｎ"、停止前の連続運転時間を"ｈｒｕｎ"とし、"ｈｄｏｗｎ"あるいは"ｈｒｕｎ"の二次式として表わした場合、以下に示す式(3)となる。Ｃｏｓｔ＿ｓｔａｒｔは起動コスト、ＳＴＡＲＴａ、ＳＴＡＲＴｂ、ＳＴＡＲＴｃはそれぞれ起動コスト計算式の係数、Ｃｏｓｔ＿ｓｔｏｐは停止コスト、ＳＴＯＰａ、ＳＴＯＰｂ、ＳＴＯＰｃはそれぞれ停止コスト計算式の係数を表す。
【００４２】
【数３】
2010148295.tif 000005
【００４３】
最小運転時間は、各発電機が運転する場合に少なくとも連続して運転しなければならない時間であり、設備の物理的な制約として当該時間未満での運転は不可能である。同様に、最小停止時間は、各発電機が停止する場合に少なくとも連続して停止しなければならない時間である。これらの関係を以下の式(4)に示す。なお、ＭＵが最小運転時間、ＭＤが最小停止時間を表す。
【００４４】
【数４】
2010148295.tif 000006
【００４５】
燃料消費量曲線は、各発電機が発電するために必要な燃料消費量を表しており、例えば発電電力の二次式で表わしたものが以下の式(5)となる。なお、式(5)において、Ｆｕｅｌは燃料消費量、Ｆａ、Ｆｂ、Ｆｃは燃料消費量曲線の係数を表す。
【００４６】
【数５】
2010148295.tif 000007
【００４７】
燃料消費コストは、各発電機の消費燃料に対するコストであり、例えば燃料価格Ｐｒｉｃｅを用いて表したものが以下の式(6)となる。なお、式(6)において、ＦＣｏｓｔは燃料消費コストを表す。
【００４８】
【数６】
2010148295.tif 000008
【００４９】
発電コストは、各発電機が発電するために必要なコスト合計値であり、例えば燃料消費コスト、起動コスト、及び停止コストの和として表したものが以下の式(7)となる。なお、式(7)ではＣｏｓｔは発電コストを表し、ＳＴ＿ｓｔａｒｔは時刻"t"に発電機"i"が起動する場合は“１”、それ以外は“０”を取り，ＳＴ＿ｓｔｏｐは時刻"t"に発電機"i"が停止する場合は“１”、それ以外は“０”を取る係数である。
【００５０】
【数７】
2010148295.tif 000009
【００５１】
二次的排出物質関連データＤ３は、各発電機が運転する場合に排出する二次的排出物質の種類、種類ごとの排出量計算式係数、排出量原単位などを含む発電機毎に排出する二次的排出物質のデータである。二次的排出物質として、地球温暖化の原因となる二酸化炭素（ＣＯ2）、大気汚染や環境汚染の原因となる窒素酸化物（ＮＯx）、硫黄酸化物（ＳＯx）など、環境に影響を与える物質が一般的であり、それ以外の排出物質でもよい。
【００５２】
二次的排出物質の排出量の計算式は、以下の式(8a)に示す燃料消費量から計算する計算式や式(8b)に示す電力量から計算する計算式でもよい。式(8a)，式(8b)において、Ｅｍｉｓｓｉｏｎは二次的排出物質の排出量を表し、Ｅａ、Ｅｂ、Ｅｃはそれぞれ二次的排出物質の排出量計算式の係数、Ｆａｃｔｏｒは発電電力から計算する排出量原単位を表す。
【００５３】
【数８】
2010148295.tif 000010
【００５４】
二次的排出物質排出量上限データＤ４は、任意期間の二次的排出物質の排出量に対する上限値である排出量上限値ＵＶＬを示すデータであり、発電計画において前記任意期間で各発電機が排出する二次的排出物質の排出量合計ＳＵＭＥの上限を規定するデータである。
【００５５】
このように、データ入力処理部５１は、入力データ群Ｄ１０から様々なデータＤ１〜Ｄ４を発電計画作成用入力データとして取り込む。
【００５６】
図３に戻って、発電機評価処理部５２は、以下のステップＳ３〜Ｓ６からなる発電機評価処理Ｓ２を実行する。
【００５７】
まず、ステップＳ３において、発電機評価処理部５２は、データ入力処理部５１より得られる発電計画作成用入力データに基づき各発電機の発電コストを計算する発電コスト計算処理を実行する。
【００５８】
次に、ステップＳ４において、発電機評価処理部５２は、上記発電計画作成用入力データに基づき各発電機の二次的排出物質の排出量と全発電機での二次的排出物質の排出量合計（排出量合計ＳＵＭＥ）を計算する排出量計算処理を実行する。
【００５９】
続いて、ステップＳ５において、発電機評価処理部５２は、発電計画作成用入力データに基づき評価値計算処理を行い、各発電機の発電電力、発電コスト、二次的排出物質の排出量のうち、少なくとも１つの値を選択し、発電機毎の評価値を計算する。上記評価値として、例えば、各発電機の排出量−コスト評価値Ｃ１や、電力−排出量評価値Ｅ１等がある。
【００６０】
排出量−コスト評価値Ｃ１は、各発電機の二次的排出物質の排出量と発電コストとの関係に基づき計算する値であり、以下の式(9)に示すように、排出量の単位変化量当たりの発電コストの変化量を表している。なお、式(9)では、"Ｐ１"と"Ｐ２"はともに発電電力を表しており、"Ｐ１"は入力された(発電計画作成用入力データで規定された)発電計画の発電電力、"Ｐ２"は各発電機の最小出力等が考えられる。
【００６１】
【数９】
2010148295.tif 000011
【００６２】
電力−排出量評価値Ｅ１は、各発電機の発電電力と二次的排出物質排出量との関係に基づき計算する値であり、以下の式(10)に示すように、発電電力の単位変化量当たりの排出量の変化量を表している。式(10)では、"Ｐ３"、"Ｐ４"はともに発電電力を表しており、"Ｐ３"は各発電機の最大出力、"Ｐ４"は入力された発電計画の発電電力等が考えられる。
【００６３】
【数１０】
2010148295.tif 000012
【００６４】
図３に戻って、ステップＳ６において、ステップＳ４で求めた二次的排出物質の排出量合計ＳＵＭＥが、二次的排出物質排出量上限データＤ４で規定された排出量上限値ＵＶＬを下回っている否かの良否チェックを行う。
【００６５】
ステップＳ６において、「ＳＵＭＥ＞ＵＶＬ」の場合（否定評価の場合）は排出量抑制処理部５３による排出量抑制処理Ｓ７に移行する。
【００６６】
一方、ステップＳ６において、「ＳＵＭＥ≦ＵＶＬ」の場合（良評価の場合）は、排出量抑制処理を行う必要がないため、直ちにステップＳ１１に移行し、データ出力処理部５４により、初期発電計画結果データＤ１で規定された発電計画を決定発電計画として規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９（決定発電計画結果データ）を出力する。排出量抑制発電計画結果データＤ９で規定される決定発電計画は、少なくとも各発電機の単位時間当たりの起動／停止、運転／停止状態および発電電力の値が含まれる。
【００６７】
ステップＳ６において、「ＳＵＭＥ＞ＵＶＬ」の場合に実行される、排出量抑制処理部５３が行う排出量抑制処理Ｓ７は、ステップＳ８〜Ｓ１０の処理からなる。
【００６８】
ステップＳ８において、排出量抑制処理部５３は、以下の式(11)で示す、各時刻の増分単価λを評価値として時刻を昇順にソートする。増分単価λは発電計画において時刻別の値であり、最大出力と最小出力の間の中間発電電力となっている発電機が発電電力を微小に増減する場合の単価を表す。式(11)ではΔＰが微小な電力を表している。
【００６９】
【数１１】
2010148295.tif 000013
【００７０】
ステップＳ９において、排出量抑制処理部５３は、電力持ち替え検討処理を実行する。以下、電力持ち替え検討処理は、選択した複数の発電機間で二次的排出物質の排出量を減少させるように発電電力を持ち替える候補を検討する処理である。発電電力を持ち替えるとは、ある時刻において、複数の発電機に対して一方の発電機は発電電力を減少させ（発電電力減少処理）、他方の発電機の発電電力を増加させる（発電電力増加処理）ことで需給バランスを維持したまま、発電機毎の発電電力を変化させることである。
【００７１】
図７は排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、電力持ち替え検討処理の処理内容を説明する。
【００７２】
同図を参照して、ステップＳ２０において、まず、ステップＳ５の評価値作成処理で作成したある評価値Ａ（例えば、式(9)で示した排出量−コスト評価値Ｃ１に相当する評価値）を利用してソート処理を行い複数の発電機を降順にソートする。評価値Ａとして排出量−コスト評価値Ｃ１を採用した場合、二次的排出物質の排出量変化に対するコスト変化の度合が大きなものから優先的にピックアップされ、発電電力減少時のコスト低下を効果的に図ることが期待できる。
【００７３】
次に、ステップＳ２１において、ソート順に従い、発電電力減少可能な運転中の発電機Ｕ１を選択する。
【００７４】
次に、ステップＳ２２において、当該発電機Ｕ１が発電電力減少可能時刻の有無をチェックする。ステップＳ２２で、発電電力減少可能時刻が存在すると判断すれば、ステップＳ２３に移行する。一方、ステップＳ２２で、発電電力減少可能時刻が無いと判断すれば、ステップＳ２１に戻る。以降、ステップＳ２２において、発電電力減少可能時刻が確認されるまで、ステップＳ２１，Ｓ２２を繰り返す。なお、ステップＳ２１が繰り返し実行される場合は、既に選択した発電機Ｕ１を除き、ソート順に従い新たな発電機Ｕ１を選択することになる。また、図７では明示していないが、ステップＳ２１において、発電機Ｕ１を選択することができなくなった場合は処理を終了する。
【００７５】
ステップＳ２３において、時刻のソート順に従い、発電機Ｕ１が発電電力減少可能な時刻ｔ１を選択する。なお、ここで、述べる時刻ｔ１とは、時刻ｔ１を含む所定の単位時間（図４の単位時間Δｔ等）のことを意味する。
【００７６】
その後、ステップＳ２４において、ステップＳ５の評価値作成処理で作成した評価値Ｂ（例えば、式(10)で示した電力−排出量評価値Ｅ１に相当する評価値）を利用してソート処理を行い複数の発電機を昇順にソートする。評価値Ｂとして電力−排出量評価値Ｅ１を採用した場合、発電電力変化に対する二次的排出物質の排出量変化の度合が小さなものから優先的にピックアップされ、発電電力増加時の二次的排出物質の排出量の上昇を最低限に抑えることが可能である。
【００７７】
次に、ステップＳ２５において、ソート順に従い、時刻ｔ１に運転状態であり、発電電力増加可能な発電機Ｕ２を選択する。
【００７８】
その後、ステップＳ２６において、発電機Ｕ１と発電機Ｕ２との間における発電電力の持ち替え可能な電力量である持ち替え可能量Ｐｃｈｇを計算する。なお、持ち替え可能量Ｐｃｈｇは、発電機Ｕ１の発電電力と最小出力の差分、あるいは発電機Ｕ２の発電電力と最大電力の差分のどちらか小さい値等が考えられる。
【００７９】
そして、ステップＳ２７において、排出量減少分計算処理を行い、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の持ち替え可能量Ｐｃｈｇの発電電力の持ち替えによる二次的排出物質の排出量減少量Ｖ１（式(12)参照）を計算する。なお、以下の式(12)における排出量減少量Ｖ１は減少時に正の値となり、Ｐｐｒｅは変更前の発電電力量、Ｐｃｈｇは前述したように持ち替え可能量を表す。
【００８０】
【数１２】
2010148295.tif 000014
【００８１】
その後、ステップＳ２８において、ステップＳ２７で求めた排出量減少量Ｖ１が正の値を示し、排出量が減少していれば持ち替え可能と判断し、電力持ち替え検討処理を終了する。一方、排出量減少量Ｖ１が０、あるいは負の値の場合、排出量が減少しておらず、ステップＳ２９に移行する。
【００８２】
ステップＳ２９において、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の持ち替えを却下し、別の発電機を新たな発電機Ｕ２として新たに選択し、再び、ステップＳ２６に戻る。以降、ステップＳ２８で排出量の減少が確認されるまで、ステップＳ２６〜Ｓ２９の処理が繰り返される。以上が電力持ち替え検討処理である。なお、図７では明示していないが、ステップＳ２９において、発電機Ｕ２を新たに選択することができなくなった場合はステップＳ２１に戻る。
【００８３】
なお、電力持ち替え検討処理において、二次的排出物質の排出量に着目した場合、発電機Ｕ１として発電電力当たりの二次的排出物質の排出量が大きい発電機（電力−排出量評価値Ｅ１が大きい発電機でもよい）から選択し、発電機Ｕ２として発電電力あたりの二次的排出物質の排出量が小さい発電機（電力−排出量評価値Ｅ１が小さい発電機でもよい）から選択することが考えられる。この場合、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２の持ち替え後に二次的排出物質の排出量を確実に減少させることができる。
【００８４】
また、発電コストに着目した場合、発電機Ｕ１として排出量あたりの発電コストが高い発電機（排出量−コスト評価値Ｃ１が大きい発電機でもよい）から選択し、発電機Ｕ２として排出量あたりの発電コストが小さい発電機（排出量−コスト評価値Ｃ１が小さい発電機でもよい）から選択することも考えられる。この場合、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２の持ち替えにより増加する発電コストを抑えることができる。電力持ち替え検討処理を行う上で、何に着目するかで使用する評価値が異なるため、評価値計算処理では必要に応じた評価値を計算しておく必要がある。
【００８５】
このように、ステップＳ９の電力持ち替え検討処理の実行によって、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の発電電力を持ち替え可能量Ｐｃｈｇで持ち替えることにより、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１を得る。
【００８６】
すなわち、第１検討結果ＲＴ１が指示する電力持ち替え処理（第１の電力持ち替え処理）は、運転状態である発電機Ｕ１を停止させることなく持ち替え可能量Ｐｃｈｇ減少させる第１の発電電力減少処理と、運転状態である発電機Ｕ２の発電電力を持ち替え可能量Ｐｃｈｇ増加させる第１の発電電力増加処理を含む内容となっている。
【００８７】
図３に戻って、ステップＳ９の電力持ち替え検討処理の実行後、ステップＳ１０において、排出量抑制処理部５３は電力持ち替え反映処理を実行し、ステップＳ９の電力持ち替え検討処理によって検討した第１検討結果ＲＴ１を反映させて発電計画を変更する。
【００８８】
図８はステップＳ１０の電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。同図を参照して、ステップＳ９の電力持ち替え検討処理で得た、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１に基づき、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の電力持ち替えを適用する。その結果、発電計画は排出量合計ＳＵＭＥを低減させる方向で変更される。
【００８９】
このように、実施の形態１の発電計画作成装置５は、基準となる初期発電計画結果データＤ１で規定される発電計画で運転させた場合の複数の発電機の排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを上回った場合、排出量抑制処理部５３によって排出量抑制処理を実行させている。具体的には、排出量抑制処理として、複数の発電機内において二次的排出物質の発電電力に対する単位時間当たりの排出量が異なる可能性が高い発電機Ｕ１及び発電機Ｕ２を選択し、発電機Ｕ１の発電電力を持ち替え可能量Ｐｃｈｇ減少させる第１の発電電力減少処理と、発電機Ｕ２を持ち替え可能量Ｐｃｈｇ増加させる第１の発電電力増加処理とを含む第１の電力持ち替え処理を行っている。
【００９０】
このように、実施の形態１の発電計画作成装置５は、当初の発電計画による排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを上回っていても、上述した排出量抑制処理部５３による電力持ち替え処理により、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬ内に収まるように改められた決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９をデータ出力処理部５４から出力することができる効果を奏する。
【００９１】
したがって、実施の形態１の発電計画作成装置５は、環境に影響を与えるＣＯ2等の二次的排出物質の排出量の削減を図るとともに、当該排出量抑制発電計画結果データＤ９で規定される決定発電計画により運転制御される複数の発電機を有する設備に関する環境負荷の軽減を図ることができる。
【００９２】
また、初期発電計画結果データＤ１で規定される発電計画を基準として排出量抑制発電計画結果データＤ９で規定される決定発電計画を得ることにより、初期発電計画結果データＤ１で規定される発電計画から決定発電計画の内容が大きく変動されることはない。
【００９３】
加えて、前記第１の発電電力減少処理は、発電機Ｕ１を停止させることなく持ち替え可能量Ｐｃｈｇ減少させ、前記第１の発電電力増加処理は、運転状態である発電機Ｕ２の発電電力を持ち替え可能量Ｐｃｈｇ増加させている。
【００９４】
したがって、発電機Ｕ１及び発電機Ｕ２共に運転状態を維持させて第１の電力持ち替え処理を実行することにより、比較的簡単に発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の電力持ち替えが可能となる効果を奏する。
【００９５】
＜実施の形態２＞
次に、この発明の実施の形態２による発電計画作成装置について説明する。実施の形態２の発電計画作成装置及びその周辺構成は図１で示した実施の形態１の発電計画作成装置５と同様である。また、実施の形態２の発電計画作成装置による発電計画作成処理の処理内容も、図３で示した実施の形態１の処理手順と概ね同様である。
【００９６】
しかし、図３で示すステップＳ９の電力持ち替え検討処理及びステップＳ１０の電力持ち替え反映処理の処理内容が異なる。
【００９７】
実施の形態２では、電力持ち替え処理内容が異なり、発電機Ｕ１の電力を減少させることに加え、停止状態にさせることも検討する。ただし、停止させる場合は最小運転時間、最小停止時間を考慮しなければならない。また、複数時間に対する電力の持ち替えを検討する必要があるため、各時間で需給バランスを維持させることも必要である。また、運転中の発電機Ｕ２の電力を増加させるのではなく、発電計画で停止状態であった発電機を新たに運転させることも検討する。この場合も最小運転時間と最小停止時間、および需給バランスを維持させることが必要である。そして、電力持ち替え検討処理の変更に伴い、電力持ち替え反映処理の詳細フローも変更される。
【００９８】
図９は実施の形態２の発電計画作成装置における排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、電力持ち替え検討処理の処理内容を説明する。
【００９９】
同図を参照して、ステップＳ４１において、まず、ステップＳ５の評価値作成処理で作成したある評価値Ｃを利用してソート処理を行い複数の発電機を降順にソートする。
【０１００】
評価値Ｃとして、以下の式(13)に示すように、排出量−コスト評価値Ｃ１の計算式（式(9)）において、運転状態の発電機を停止状態に変化させることを考慮し、Ｐ２＝０とした場合の排出量−コスト評価値Ｃ２を採用してもよい。
【０１０１】
【数１３】
2010148295.tif 000015
【０１０２】
次に、ステップＳ４２において、ソート順に従い、停止可能な運転中の発電機Ｕ３を選択する。
【０１０３】
次に、ステップＳ４３において、当該発電機Ｕ３が停止可能時刻の有無をチェックする。ステップＳ４３で、停止可能時刻が存在すると判断すれば、ステップＳ４４に移行する。
【０１０４】
一方、ステップＳ４３で、停止可能時刻が無いと判断すれば、ステップＳ４２に戻る。以降、ステップＳ４３で停止可能時刻が存在すると判断されるまで、ステップＳ４２，Ｓ４３の処理を繰り返す。なお、ステップＳ４２が繰り返し実行される場合は、既に選択した発電機Ｕ３を除き、ソート順に従い新たな発電機Ｕ３を選択することになる。また、図９では明示していないが、ステップＳ４２において、発電機Ｕ３を選択することができなくなった場合は処理を終了する。
【０１０５】
ステップＳ４４において、時刻のソート順に従い、発電機Ｕ３が停止可能な時刻ｔ２を選択する。なお、ここで、述べる時刻ｔ２とは、時刻ｔ２を含む所定の単位時間のことを意味する。
【０１０６】
その後、ステップＳ４５において、時刻ｔ２を含み、発電機Ｕ３の最小運転時間と最小停止時間を考慮した停止状態を仮定する。基本は時刻ｔ２を含む最小停止時間の停止状態を考えるが、停止させることにより前後の運転状態で最小運転時間を満足できなくなる場合は前後の運転状態も含めて停止状態に変更すると仮定する。なお、時刻ｔ２の前後にもともと停止状態がある場合は時刻ｔ２を停止状態とすることで前後と連続する停止状態となる場合もある。
【０１０７】
その後、ステップＳ４６において、停止時間抽出処理を実行し、ステップＳ４５で仮定した停止状態から、発電機Ｕ３の発電電力が変化する時間帯をｔｅｒｍ１として抽出する。抽出時間帯ｔｅｒｍ１には停止状態と仮定した時間帯とその前後の起動パターン・停止パターンとなる時間帯も含まれる。
【０１０８】
そして、ステップＳ４７において、停止電力量計算処理を実行し、抽出時間帯ｔｅｒｍ１における発電電力の変化を計算する。
【０１０９】
次に、ステップＳ４８において、時刻選択処理を実行し、抽出時間帯ｔｅｒｍ１のうち、変化した発電電力が残っている時刻ｔ３、すなわち、電力持ち替えが必要な時刻ｔ３を選択する。なお、ここで、述べる時刻ｔ３とは、時刻ｔ３を含む所定の単位時間のことを意味する。
【０１１０】
その後、ステップＳ４９において、発電機ソート処理を実行して、時刻ｔ３における各発電機を評価値Ｄの昇順に発電機をソートする。なお、評価値Ｄとしては、例えば、式(10)で示した電力−排出量評価値Ｅ１等が考えられる。
【０１１１】
次に、ステップＳ５０において、ソート順に従い、時刻ｔ３で出力増加可能な運転状態の発電機Ｕ４を選択する。
【０１１２】
続くステップＳ５１において、発電機ソート処理を実行し、時刻ｔ３において各発電機を評価値Ｈの昇順に発電機をソートする。なお、評価値Ｈとして、電力−排出量評価値Ｅ１の計算式（式(10)）において、停止状態の発電機を運転状態に変化させることを考慮し、Ｐ４＝０とした場合の電力−排出量評価値Ｅ２（式(14)）を採用してもよい。
【０１１３】
【数１４】
2010148295.tif 000016
【０１１４】
そして、ステップＳ５２の発電機選択処理を実行し、時刻ｔ３で停止状態にあり運転状態に変更可能な発電機Ｕ５を選択する。
【０１１５】
続いて、ステップＳ５３の評価値比較処理を実行し、発電機Ｕ４の選択に用いた評価値Ｄと発電機Ｕ５の選択に用いた評価値Ｈとを比較する。そして、ステップＳ５３において、評価値Ｄが評価値Ｈより優れた評価値であると判断すれば、ステップＳ５４に移行し、そうでないと判断すればステップＳ５５に移行する。例えば、評価値Ｄとして電力−排出量評価値Ｅ１、評価値Ｈとして電力−排出量評価値Ｅ２をそれぞれ採用した場合、電力−排出量評価値Ｅ１が電力−排出量評価値Ｅ２よりも小さければ発電機Ｕ４の単位電力あたりの排出量が小さいということであり、評価値Ｄが優れているといえる。
【０１１６】
評価値Ｄが評価値Ｈより優れていた場合に実行されるステップＳ５４において、発電機Ｕ３，発電機Ｕ４間の持ち替え可能量Ｐｃｈｇ１を計算し、ステップＳ５７に移行する。
【０１１７】
一方、評価値Ｄが評価値Ｈと同じか、より劣っていた場合に実行されるステップＳ５５において、発電機Ｕ５による持ち替えを選択すべく、運転時間検討処理を実行することにより、発電機Ｕ５の最小停止時間と最小運転時間を考慮して運転状態を仮定する。基本は抽出時間帯ｔｅｒｍ１と重なるように運転状態を設定し、最小運転時間の運転状態を考えるが、運転させることにより、前後の停止状態で最小停止時間を満足できなくなることがある。その場合は前後の停止状態も含めて運転状態に変更すると仮定する。また、時刻ｔ３の前後にもともと運転状態がある場合は時刻ｔ３に運転状態を仮定することで前後と連続して運転状態となる場合もある。
【０１１８】
その後、ステップＳ５６において、持ち替え可能量計算処理を実行し、ステップＳ５５で仮定した運転状態により、発電機Ｕ３，発電機Ｕ５間の各時刻（時刻ｔ２を含む停止状態，時刻ｔ３を含み運転状態と仮定したことで発電電力の値に影響を受ける時刻）の持ち替え可能量Ｐｃｈｇ２を計算する。
【０１１９】
そして、ステップＳ５７において、持ち替え終了チェック処理を実行し、ステップＳ５４あるいはステップＳ５６によって、発電機Ｕ４あるいは発電機Ｕ５により発電機Ｕ３を停止状態と仮定したことによる発電電力の変化分の持ち替え終了の有無を判断し、当該持ち替えが終了と判断されるとステップＳ５８に移行し、当該持ち替え終了が判断されない場合、ステップＳ４８に戻る。以降、ステップＳ５７において発電機Ｕ３の持ち替え終了が判断されるまで、ステップＳ４８〜Ｓ５７が繰り返される。
【０１２０】
ステップＳ５７において持ち替え終了が判断され、電力持ち替え処理による電力が確保できた場合、ステップＳ５８の排出量減少分計算処理を実行し、排出量減少量Ｖ２を以下で示す式(15)によって求める。式(15)において、排出量減少量Ｖ２は二次的排出物質の排出量の変化量（減少時、正の値）を示しており、Ｐｐｒｅは変更前の発電電力量、Ｐｃｈｇ(Ｐｃｈｇ１，あるいはＰｃｈｇ２に相当)は持ち替え可能量を表す。また、"u"は、火力発電機Ｕ４，Ｕ５として選択された火力発電機の識別番号を意味し、"ｔｅｒｍ１′"は、ｔｅｒｍ１を含み、ステップＳ５４及びステップＳ５６で発電機Ｕ３〜Ｕ５発電電力の値に影響を受けた時間を意味する。なお、火力発電機Ｕ４，Ｕ５はステップＳ４８〜Ｓ５６が繰り返し実行された場合、複数存在する場合がある。
【０１２１】
【数１５】
2010148295.tif 000017
【０１２２】
その後、ステップＳ５９において、ステップＳ５８で求めた排出量減少量Ｖ２が正の値を示し、排出量が減少していれば持ち替え可能と判断し、電力持ち替え検討処理を終了する。一方、排出量減少量Ｖ２が負の値の場合、ステップＳ６０に移行する。
【０１２３】
ステップＳ６０において、発電機Ｕ３，発電機Ｕ４（Ｕ５）間の持ち替えを却下し、再び、ステップＳ４３に戻る。以降、ステップＳ５９で排出量の減少が確認されるまで、ステップＳ４３（Ｓ４２）〜Ｓ６０の処理が繰り返される。以上が実施の形態２における電力持ち替え検討処理である。
【０１２４】
図１０は実施の形態２による電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。同図を参照して、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１及び、発電機起動停止による排出量抑制検討結果である第２検討結果ＲＴ２とを入力する。なお、第１検討結果ＲＴ１は、図７で示した実施の形態１の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味し、第２検討結果ＲＴ２は図９で示した実施の形態２の電力持ち替え反映処理によって得られる検討結果を意味する。
【０１２５】
まず、ステップＳ７１において、第１検討結果ＲＴ１における排出量減少量Ｖ１と、第２検討結果ＲＴ２における排出量減少量Ｖ２とを比較し、排出量減少量Ｖ１の方が排出量減少量Ｖ２より大きければ、ステップＳ３１に移行し、そうでなければステップＳ７２に移行する。
【０１２６】
ステップＳ７１で「Ｖ１＞Ｖ２」の場合に実行されるステップＳ３１において、第１検討結果ＲＴ１に基づき、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の電力持ち替え（第１の電力持ち替え処理）を適用する。
【０１２７】
ステップＳ７１で「Ｖ１≦Ｖ２」の場合に実行されるステップＳ７２において、第２検討結果ＲＴ２に基づき、発電機Ｕ３，発電機Ｕ４（Ｕ５）間の電力持ち替え（第２の電力持ち替え処理）を適用する。
【０１２８】
このように、実施の形態２の発電計画作成装置５は、排出量抑制処理として、実施の形態１で述べた第１の電力持ち替え処理に加え、第２の電力持ち替え処理も行うことができる。第２の電力持ち替え処理は、運転状態の発電機Ｕ３を停止させて持ち替え可能量Ｐｃｈｇ１（Ｐｃｈｇ２）減少させる第２の発電電力減少処理と、運転状態の発電機Ｕ４あるいは停止状態の発電機Ｕ５を上記持ち替え可能量Ｐｃｈｇ１（Ｐｃｈｇ２）増加させる第２の発電電力増加処理とを含む処理である。
【０１２９】
以上のように、実施の形態２の発電計画作成装置では、電力持ち替え処理において発電機（発電機Ｕ３，発電機Ｕ５）の運転停止状態の変更まで考慮することにより、排出量抑制の検討範囲が広くなり、二次的排出物質の排出量をより多く抑制できるという効果を奏する。
【０１３０】
加えて、実施の形態２の排出量抑制処理部５３、上記第１及び第２の電力持ち替え処理のうち、排出量合計ＳＵＭＥの低下度合が優れた方を、決定した電力持ち替え処理として採用している（図１０のステップＳ３１，Ｓ７１，Ｓ７２）ため、二次的排出物質の排出量をより効果的に抑制できるという効果を奏する。
【０１３１】
また、実施の形態１では、一時刻（単位時間）毎に発電機の発電電力増減のみで二次的排出物質の排出量の抑制を考慮しているため、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを下回るための電力持ち替え処理の繰り返し回数が多くなる傾向にある。
【０１３２】
一方、実施の形態２では運転停止状態の変更を可能としている分、一度に複数時刻（複数単位時間）の変更を行うことができるため、一度の持ち替え処理で扱う発電電力が大きくなり、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを下回るための繰り返し回数の減少が見込まれる。また、火力発電機の運転停止状態の変更まで考慮することにより排出量抑制の検討範囲が広くため、持ち替えによる発電コストの増加をより効果的に抑制することができる。
【０１３３】
なお、実施の形態２において、図１０で示す電力持ち替え反映処理を、第２検討結果ＲＴ２に基づいてステップＳ７２のみを行うようにすることも実現可能である。
【０１３４】
＜実施の形態３＞
次に、この発明の実施の形態３による発電計画作成装置について説明する。実施の形態３の発電計画作成装置及びその周辺構成は図１で示した実施の形態１の発電計画作成装置５と概ね同様である。また、実施の形態３の発電計画作成装置による発電計画作成処理の処理内容も、図３で示した実施の形態１の処理手順と概ね同様である。
【０１３５】
ただし、実施の形態３では、火力発電機のみでなく、揚水発電機による発電も考慮した発電計画を扱う。入力データ群Ｄ１０に含まれる初期発電計画結果データＤ１には、実施の形態１で挙げた火力発電機のデータの他に、揚水発電機のデータも含む。揚水発電機の場合は火力発電機と異なり、水を持ち上げる（揚水する）ために電力を消費する状態と水を落下させることにより発電する状態、およびどちらも行わない停止状態の３状態がある。以下、揚水発電機を揚水する場合の消費電力は揚水動力と呼ぶ。初期発電計画結果データＤ１に含まれる揚水発電機のデータは、計画対象期間に対して各揚水発電機の単位時間当たりの揚水・発電・停止状態、揚水動力、揚水発電電力を少なくとも含む。揚水発電機を考慮した需給バランスの式を以下の式(16)として表す。なお。式(16)において、Ｐが火力発電機の発電電力、Ｐｕｍｐが揚水動力、Ｐｏｗｅｒが揚水発電電力、"i"が火力発電機の個別番号、"j"が揚水発電機の個別番号を表す。
【０１３６】
【数１６】
2010148295.tif 000018
【０１３７】
また、入力データ群Ｄ１０に含まれる発電機性能データＤ２には、火力発電機に対するデータに加えて、各揚水発電機の揚水動力上下限、揚水発電電力上下限、揚水効率、貯水池水量上下限を少なくとも含む。揚水発電機の場合、揚水・発電するための水を貯える貯水池を備えており、上にある池（上池）の水を下にある池（下池）へ落下させて発電し、下池の水を揚水して上池に戻すというサイクルを繰り返す。また、揚水する場合の消費電力にはロスが発生するため、揚水効率（≦100％）を乗算することにより実際に揚水できる水量を計算する。なお、貯水量Ｗは以下の式(17)によって求められる。式(17)において、Ｒ（≦１）が揚水効率を表し、式(17)で示す貯水量Ｗは電力換算して扱う。
【０１３８】
【数１７】
2010148295.tif 000019
【０１３９】
二次的排出物質関連データＤ３は、実施の形態１で示したデータと同様である。揚水発電機自体は燃料を消費しないため、環境に影響を与える二次的排出物質の排出は“０”として扱う。また、二次的排出物質排出量上限データＤ４は、発電計画全体に対する上限であるため、実施の形態１で示したデータと同様である。
【０１４０】
実施の形態３を実現するため、図３のステップＳ５における評価値計算処理において各火力発電機の評価値の一つとして送電単価Ｔ（式(18)参照）を計算する。式(18)において、各火力発電機が最大出力時の発電電力あたりの燃料消費コストが送電単価Ｔとなる。
【０１４１】
【数１８】
2010148295.tif 000020
【０１４２】
実施の形態３において、揚水発電機を考慮することにより、電力持ち替え検討処理に揚水発電機を加味した検討処理を加える。
【０１４３】
図１１は実施の形態３の発電計画作成装置における排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、電力持ち替え検討処理の処理内容を説明する。
【０１４４】
同図を参照して、ステップＳ８１において、発電機ソート処理を実行し、送電単価Ｔの降順に火力発電機をソートする。
【０１４５】
その後、ステップＳ８２において、発電機停止可能チェック処理を実行し、停止可能な発電機があると判断すれば、ステップＳ８３に移行し、停止可能な発電機が無いと判断すれば電力持ち替え検討処理を終了する。
【０１４６】
ステップＳ８３において、発電機選択処理を実行し、ソート順に従って未選択の火力発電機Ｕ６を選択する。
【０１４７】
次に、ステップＳ８４で、λｔｅｒｍ計算処理を実行し、火力発電機Ｕ６の各連続運転期間における増分単価λの平均値λｔｅｒｍを以下の式(19)に示すように計算する。式(19)において、ｔｅｒｍは発電機Ｕ６の連続運転期間を示す。
【０１４８】
【数１９】
2010148295.tif 000021
【０１４９】
図１２は連続運転期間を模式的に示す説明図である。同図に示すように、起動パターンＡＰ１１（ＡＰ１２）、連続運転状態ＣＤＳ１（ＣＤＳ２）を経て停止パターンＳＰ１１（ＳＰ１２）に至るまでの、火力発電機が起動してから連続運転し、次に停止するまでの一連の連続した運転状態の期間（ＣＣＳ１，ＣＣＳ２）が連続運転期間となる。
【０１５０】
図１１に戻って、ステップＳ８５において、未選択期間チェック処理を行い、以降のステップで行う火力発電機Ｕ６に対する持ち替えの検討処理に未選択（未検討）の期間があるかどうかを確認する。ステップＳ８５で未選択期間があると判断した場合ステップＳ８６に移行し、未選択期間がないと判断した場合はステップＳ８２に戻る。
【０１５１】
ステップＳ８６において、期間選択処理を実行して、増分単価平均値λｔｅｒｍが最も高い期間から順に期間ｔｅｒｍ２を選択する。
【０１５２】
その後、ステップＳ８７において、発電電力量計算処理を実行して、期間ｔｅｒｍ２における火力発電機Ｕ６の発電電力量Ｐｓｔｏｐを計算する。
【０１５３】
その後、ステップＳ８８において、発電機グループ作成処理により火力発電機Ｕ６の評価値Ｆより小さい評価値Ｆを持つ火力発電機Ｕ６以外の火力発電機のグループＧを作成する。評価値Ｆとしては例えば電力−排出量評価値Ｅ１が考えられる。火力発電機Ｕ６を期間ｔｅｒｍ２で停止させ、代わりに揚水発電機により発電させるため、発電により落下させる水量と同量をｔｅｒｍ２と異なる時間で揚水する必要がある。以降、揚水効率を考慮して必要な揚水動力の確保を検討するためのステップが実行される。
【０１５４】
そして、ステップＳ８９において、動力可能量初期化処理を行い、動力可能量ＰＵＭＰｓｕｍを“０”で初期化する。
【０１５５】
ステップＳ９０において、発電電力増加可能チェック処理を行い、グループＧ内にｔｅｒｍ２以外の時間で発電電力を増加可能な発電機があるかどうかをチェックする。そして、ステップＳ９０において、増加可能な発電機があると判断すれば、ステップＳ９１に移行し、一方、増加可能な発電機がないと判断した場合はステップＳ８５に戻る。
【０１５６】
ステップＳ９１において、発電機選択処理を実行して、グループＧ内の火力発電機のうち、送電単価Ｔが小さい発電機から順に発電電力増加可能な火力発電機Ｕ７として選択する。
【０１５７】
その後、ステップＳ９２において、揚水動力可能量計算処理を実行して、ステップＳ９１で選択した火力発電機Ｕ７に対し、火力発電機Ｕ７が運転状態である時刻で出力増加可能な電力量を揚水動力可能量として計算する。
【０１５８】
そして、ステップＳ９３において、揚水動力可能量合計処理を行い、火力発電機Ｕ７の揚水動力可能量をステップＳ８９で設定した動力可能量ＰＵＭＰｓｕｍに加算する。
【０１５９】
そして、ステップＳ９４において、揚水動力比較処理を実行して、（揚水）動力可能量（合計）ＰＵＭＰｓｕｍに揚水効率Ｒをかけた値（ＰＵＭＰｓｕｍ・Ｒ）と停止電力量Ｐｓｔｏｐを比較し、停止電力量Ｐｓｔｏｐが小さくなっていれば持ち替え可能と判断する。ステップＳ９４において、持ち替え可能と判断した場合、ステップＳ９５に移行し、持ち替え不可能と判断した場合、ステップＳ９０に戻る。
【０１６０】
ステップＳ９５において、揚水動力量調整処理を行い、選択した火力発電機Ｕ７の揚水可能動力量を調整してＰＵＭＰｓｕｍ×ＲとＰｓｔｏｐを一致させる。
【０１６１】
その後、ステップＳ９６において、排出量減少分計算処理を行い、期間ｔｅｒｍ２における二次的排出物質の排出量減少量Ｖ３（Ｖ３term2）を以下の式(20)を用いて計算する。式(20)において、"u"は、火力発電機Ｕ７として選択された火力発電機の識別番号を意味し、"ｔｅｒｍ３ｕ"は、発電機ｕが発電電力を増加させた時間帯を意味する。なお、火力発電機Ｕ７はステップＳ９０〜Ｓ９３が繰り返し実行された場合、複数存在する場合がある。
【０１６２】
【数２０】
2010148295.tif 000022
【０１６３】
そして、ステップＳ９７において、排出量減少分チェック処理を行い、二次的排出物質の排出量減少量Ｖ３が正の値を示し、排出量が減少していれば採用し、減少していなければ再びステップＳ８５の未選択期間チェック処理に戻る。
【０１６４】
図１３は実施の形態３による電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。同図を参照して、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１、発電機起動停止による排出量抑制検討結果である第２検討結果ＲＴ２、及び揚水発電機を利用することによる排出量抑制検討結果である第３検討結果ＲＴ３を入力する。なお、第１検討結果ＲＴ１は、図７で示した実施の形態１の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味し、第２検討結果ＲＴ２は図９で示した実施の形態２の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味し、第３検討結果ＲＴ３は図１１で示した実施の形態３の電力持ち替え反映処理によって得られる検討結果を意味する。
【０１６５】
まず、ステップＳ７１において、第１検討結果ＲＴ１における排出量減少量Ｖ１と、第２検討結果ＲＴ２における排出量減少量Ｖ２とを比較し、排出量減少量Ｖ１の方が排出量減少量Ｖ２より大きいと判断すれば、ステップＳ１０１に移行し、そうでないと判断すればステップＳ１０２に移行する。
【０１６６】
ステップＳ１０１において、第１検討結果ＲＴ１における排出量減少量Ｖ１と、第３検討結果ＲＴ３における排出量減少量Ｖ３とを比較し、排出量減少量Ｖ１の方が排出量減少量Ｖ３より大きいと判断すれば、ステップＳ３１に移行し、そうでないと判断すればステップＳ１０３に移行する。
【０１６７】
ステップＳ１０２において、第３検討結果ＲＴ３における排出量減少量Ｖ３と、第２検討結果ＲＴ２における排出量減少量Ｖ２とを比較し、排出量減少量Ｖ３の方が排出量減少量Ｖ２より大きいと判断すれば、ステップＳ１０３に移行し、そうでないと判断すればステップＳ７２に移行する。
【０１６８】
ステップＳ１０１で「Ｖ１＞Ｖ３」の場合に実行されるステップＳ３１において、第１検討結果ＲＴ１に基づき、発電機Ｕ１，発電機Ｕ２間の電力持ち替えを適用する。
【０１６９】
ステップＳ１０１で「Ｖ１≦Ｖ３」の場合、あるいはステップＳ１０２で「Ｖ３＞Ｖ２」の場合に実行されるステップＳ１０３において、第３検討結果ＲＴ３に基づき、発電機Ｕ６，発電機Ｕ７間の電力持ち替えを適用する。
【０１７０】
その後、ステップＳ１０４において、第３検討結果ＲＴ３に基づき揚水発電機の揚水動力や揚水発電電力の変更も反映する。
【０１７１】
ステップＳ１０２で「Ｖ３≦Ｖ２」の場合に実行されるステップＳ７２において、第２検討結果ＲＴ２に基づき、発電機Ｕ３，発電機Ｕ４（Ｕ５）間の電力持ち替えを適用する。
【０１７２】
このように、実施の形態３の発電計画作成装置５は、排出量抑制処理として、実施の形態１及び実施の形態２で述べた第１及び第２の電力持ち替え処理に加え、第３の電力持ち替え処理も行うことができる。第３の電力持ち替え処理は、火力発電機Ｕ６を停止させて上記所定の持ち替え可能量を減少させる第３の発電電力減少処理と、グループＧ内の少なくとも一つの火力発電機Ｕ７を増加させて所定の揚水動力可能量（所定の持ち替え可能相当量）を得るとともに、所定の揚水動力可能量で少なくとも一つの揚水発電機を発電させて所定の持ち替え可能量の発電電力を得る第３の発電電力増加処理を含む処理である。
【０１７３】
したがって、実施の形態３による発電計画作成装置では、排出量抑制処理において揚水発電機による揚水動力と揚水発電を考慮することにより、二次的排出物質の排出量を抑制する手段の増加が実現された。実施の形態１や実施の形態２では、同一時刻（単位時間）の需給バランスを満足するため、同一時刻で火力発電機同士の電力持ち替えが必要であったが、揚水発電機を用いることにより、異なる時刻での電力持ち替えが可能となるため、排出量抑制の検討範囲が広くなり、二次的排出物質の排出量をより多く抑制することや持ち替えによる発電コストの増加をより抑制することができる効果を奏する。
【０１７４】
加えて、実施の形態３の排出量抑制処理部５３は、上記第１〜第３の電力持ち替え処理のうち、排出量合計ＳＵＭＥの低下度合が最も優れた方を、決定した電力持ち替え処理として採用している（図１３のステップＳ３１，Ｓ７１，Ｓ７２，Ｓ１０１〜Ｓ１０４）ため、二次的排出物質の排出量をより効果的に抑制できるという効果を奏する。
【０１７５】
なお、実施の形態３において、図１３で示す電力持ち替え反映処理を、第３検討結果ＲＴ３に基づいてステップＳ１０３，Ｓ１０４のみを行うようにすることも実現可能である。また、第１検討結果ＲＴ１と第３検討結果ＲＴ３に基づいてステップＳ３１，Ｓ１０１、Ｓ１０３、Ｓ１０４のみを行うようにすることや、第２検討結果ＲＴ２と第３検討結果ＲＴ３に基づいてステップＳ７２，Ｓ１０２、Ｓ１０３、Ｓ１０４のみを行うようにすることも可能である。
【０１７６】
なお、実施の形態３では、火力発電機Ｕ６を停止状態にして電力持ち替え処理を行ったが、実施の形態１の発電機Ｕ１の様に、火力発電機Ｕ６を停止状態にすることなく発電電力を減少させて電力持ち替え処理を行うことも可能である。
【０１７７】
＜実施の形態４＞
図１４はこの発明の実施の形態４である発電計画作成装置６及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【０１７８】
実施の形態４による発電計画作成装置６及びその周辺構成は図１に示す構成に加えて、入力データ群Ｄ１０が入力データ群Ｄ１１に置き換わっている。入力データ群Ｄ１１内に初期発電計画結果データＤ１、発電機性能データＤ２、二次的排出物質関連データＤ３、及び二次的排出物質排出量上限データＤ４に加えて、燃料消費量制約データＤ２１を含む点が入力データ群Ｄ１０と異なる。
【０１７９】
発電計画作成装置６は、入力データ群Ｄ１１から燃料消費量制約データＤ２１を発電計画作成用入力データとして読み込み、電力持ち替え処理段階においても火力発電機に対して燃料消費量制約が設定できる点が発電計画作成装置５と異なる。
【０１８０】
燃料消費量制約とは、同じ燃料を消費する１台以上の火力発電機に対して、計画対象期間中の任意の期間における燃料消費量の上下限を設定する制約である。実施の形態１では火力発電機を対象としており、入力データのうち、初期発電計画結果データＤ１では燃料消費量制約（第１の燃料消費量制約）を満足した火力発電機に対する発電計画を規定している。この燃料消費量制約は燃料消費量制約データＤ２１規定する燃料消費量制約（第２の燃料消費量制約）と同一でもよい。
【０１８１】
しかし、排出量抑制処理部５３が電力持ち替え反映処理を実行することにより、排出量抑制発電計画結果データＤ９で規定される決定発電計画においては燃料消費量制約が満足されなくなる懸念が生じる。この懸念の解消を図ったのが実施の形態４である。
【０１８２】
図１５は、実施の形態４の発電計画作成装置６による発電計画作成処理の処理手順を示すフローチャートである。以下、図３で示した実施の形態１の発電計画作成装置５による発電計画作成処理と異なる点を中心に説明する。なお、実施の形態１と同様な処理については図３と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０１８３】
実施の形態４では、ステップＳ２の発電機評価処理にステップＳ１１１による燃料消費量計算処理を追加している。ステップＳ１１１の処理は、各火力発電機が消費する燃料消費量を計算し、燃料消費量制約との関係を表すためである。また、燃料消費量制約の追加により、後述する電力持ち替え検討処理のフローも変更する。
【０１８４】
図１６は実施の形態４の発電計画作成装置６における排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、図７で示した実施の形態１の発電計画作成装置５による電力持ち替え検討処理と異なる点を中心に説明する。なお、実施の形態１と同様な処理については図７と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０１８５】
実施の形態４では、ステップＳ２６で発電機Ｕ１と発電機Ｕ２とが持ち替え可能量Ｐｃｈｇを計算した後、ステップＳ１２１に移行する。
【０１８６】
ステップＳ１２１において、発電機Ｕ１及び発電機Ｕ２のうち少なくとも一つが燃料消費量制約対象だった場合、ステップＳ１２２に移行し、そうでない場合、ステップＳ２７に移行する。
【０１８７】
ステップＳ１２２において、燃料消費量制約違反チェック処理により、燃料消費量制約対象の発電機の持ち替えによる燃料消費量の変動を計算し、燃料消費量制約に違反しないかどうかを確認する。ステップＳ１２２において、燃料消費量制約の違反を判断した場合は、ステップＳ１２４に移行し、燃料消費量制約に満足していると判断した場合は、ステップＳ２７に移行する。なお、ステップＳ２７以降の処理は図７で示した実施の形態１と同様である。
【０１８８】
ステップＳ１２４において、持ち替え可能量再計算処理により制約に違反しないように持ち替え可能電力量を再計算する。例えば、発電機Ｕ１の発電減少量及び発電機Ｕ２の発電増加量を当初の持ち替え可能量Ｐｃｈｇから少し下げる等の対応が考えられる。
【０１８９】
その後、ステップＳ２７の処理が実行される。すなわち、発電機Ｕ１及び発電機Ｕ２が燃料消費量制約対象であるか否かに拘わらず、ステップＳ２７は実行される。
【０１９０】
ステップＳ２７において、排出量減少分計算処理を実行して、持ち替えによる排出量減少量Ｖ１を計算する。なお、燃料消費量制約によりステップＳ１２４で持ち替え可能量を調整した場合は調整後の持ち替え可能量で排出量減少量Ｖ１を計算する。
【０１９１】
以上のように、実施の形態４にかかる発電計画作成装置６では、電力持ち替え処理において燃料消費量制約を考慮して、燃料消費量制約データＤ２１で規定する燃料消費量制約（第２の燃料消費量制約）を満足した状態で、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを下回る決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる効果を奏する。
【０１９２】
また、初期発電計画結果データＤ１で規定する第１の燃料消費量制約と燃料消費量制約データＤ２１で規定する燃料消費量制約とを同一にすれば、基準とする発電計画における燃料消費量制約を維持した決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を得ることができる。
【０１９３】
＜実施の形態５＞
実施の形態５は実施の形態２に加えて、燃料消費量制約データＤ２１を入力データ群Ｄ１１として読み込み、実施の形態４と同様、火力発電機に対して燃料消費量制約が設定されている点が実施の形態２と異なる。なお、発電計画作成装置の構成及び周辺は図１４に示した実施の形態４の構成と同様になる。また、発電計画作成装置６による発電計画作成処理内容も図１５で示した実施の形態４の処理と同様になる。
【０１９４】
図１７は実施の形態５の発電計画作成装置６における排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、図９で示した実施の形態２の発電計画作成装置５による電力持ち替え検討処理と異なる点を中心に説明する。なお、実施の形態２と同様な処理については図９と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０１９５】
実施の形態５では、ステップＳ５７で発電機Ｕ３と発電機Ｕ４（Ｕ５）とが持ち替え可能量Ｐｃｈｇ１（Ｐｃｈｇ２）を計算し、発電機Ｕ３の持ち替え終了が確認された後、ステップＳ１３１に移行する。
【０１９６】
ステップＳ１３１において、発電機Ｕ３及び発電機Ｕ４（Ｕ５）のうち少なくとも一つが燃料消費量制約対象であると判断した場合、ステップＳ１３２に移行し、そうでない場合、ステップＳ５８に移行する。
【０１９７】
ステップＳ１３２において、燃料消費量制約違反チェック処理により持ち替えによる燃料消費量の変動を計算し、燃料消費量制約対象の発電機が燃料消費量制約に違反しないかどうかを確認する。ステップＳ１３２において、燃料消費量制約に違反すると判断した場合は、ステップＳ１３３に移行し、燃料消費量制約に満足していると判断した場合は、ステップＳ５８に移行する。なお、ステップＳ５８以降の処理は図９で示した実施の形態２と同様である。
【０１９８】
ステップＳ１３３において、持ち替え可能量再計算処理により制約に違反しないように持ち替え可能電力量を再計算する。例えば、発電機Ｕ４が燃料消費量制約対象であり、発電機Ｕ５が燃料消費量制約対象でなく、発電機Ｕ４が持ち替え対象であった場合、持ち替え対象を発電機Ｕ４から発電機Ｕ５に変更する等の処理が考えられる。ステップＳ１３３の実行後はステップＳ５７に戻る。
【０１９９】
ステップＳ５８において、排出量減少分計算処理を実行して、持ち替えによる排出量減少量Ｖ２を計算する。なお、燃料消費量制約によりステップＳ１３３で持ち替え可能量を調整した場合は調整後の持ち替え可能量で排出量減少量Ｖ２を計算されることになる。
【０２００】
以上のように、実施の形態５にかかる発電計画作成装置６では、電力持ち替え処理において燃料消費量制約を考慮して、燃料消費量制約データＤ２１で規定する燃料消費量制約を満足した状態で、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを下回る決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる効果を奏する。
【０２０１】
＜実施の形態６＞
実施の形態６は実施の形態３に加えて、燃料消費量制約データＤ２１を入力データ群Ｄ１１として読み込み、実施の形態４と同様、火力発電機に対して燃料消費量制約が設定されている点が実施の形態３と異なる。なお、発電計画作成装置の構成及び周辺は図１４に示した実施の形態４の構成と同様になる。また、発電計画作成装置６による発電計画作成処理内容も図１５で示した実施の形態４の処理と同様になる。
【０２０２】
図１８は実施の形態６の発電計画作成装置６における排出量抑制処理部５３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。以下、図１１で示した実施の形態３の発電計画作成装置５による電力持ち替え検討処理と異なる点を中心に説明する。なお、実施の形態３と同様な処理については図１１と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０２０３】
実施の形態６では、ステップＳ９５の揚水動力可能量を調整後、ステップＳ１４１に移行する。
【０２０４】
ステップＳ１４１において、火力発電機Ｕ６及びグループＧ内の火力発電機Ｕ７のうち少なくとも一つが燃料消費量制約対象であると判断した場合、ステップＳ１４２に移行し、そうでない場合、ステップＳ９６に移行する。
【０２０５】
ステップＳ１４２において、燃料消費量制約違反チェック処理により持ち替えによる燃料消費量の変動を計算し、燃料消費量制約対象の発電機が燃料消費量制約に違反しないかどうかを確認する。ステップＳ１４２において、燃料消費量制約に違反すると判断した場合は、ステップＳ１４３に移行し、燃料消費量制約に満足していると判断した場合は、ステップＳ９６に移行する。なお、ステップＳ９６以降の処理は図１１で示した実施の形態３と同様である。
【０２０６】
ステップＳ１４３において、持ち替え可能量再計算処理により制約に違反しないように持ち替え可能電力量を再計算する。例えば、グループＧ内に複数の火力発電機Ｕ７が存在し、一方が燃料消費量制約対象で他方がそうでない場合、一方及び他方の火力発電機Ｕ７間で揚水動力可能量を変更する等の対応が考えられる。ステップＳ１４３の実行後は、ステップＳ９４に戻る。
【０２０７】
ステップＳ９６において、持ち替えによる排出量減少量Ｖ３を計算する。なお、燃料消費量制約によりステップＳ１４３で持ち替え可能量を調整した場合は調整後の持ち替え可能量で排出量減少量Ｖ３を計算することになる。
【０２０８】
以上のように、実施の形態６にかかる発電計画作成装置６では、電力持ち替え処理において燃料消費量制約を考慮して、燃料消費量制約データＤ２１で規定する燃料消費量制約を満足した状態で、排出量合計ＳＵＭＥが排出量上限値ＵＶＬを下回る決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる効果を奏する。
【０２０９】
＜実施の形態７＞
図１９はこの発明の実施の形態７である発電計画作成装置７及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【０２１０】
実施の形態７による発電計画作成装置７及びその周辺構成は図１に示す構成に加えて、入力データ群Ｄ１０が入力データ群Ｄ１２に置き換わっている。入力データ群Ｄ１２内に初期発電計画結果データＤ１、発電機性能データＤ２、二次的排出物質関連データＤ３、及び二次的排出物質排出量上限データＤ４に加えて、排出権（排出量）（市場）取引データＤ２２を含む点が入力データ群Ｄ１０と異なる。排出権取引データＤ２２は環境に影響を与える少なくとも一つの二次的排出物質の取引可能量、取引価格、排出権対象期間、販売事業者等の二次的排出物質の排出権の取引市場におけるデータを含む。なお、排出権取引データＤ２２は市場取引ではなく、市場外での相対取引におけるデータでもよい。
【０２１１】
発電計画作成装置７は、入力データ群Ｄ１２から排出権取引データＤ２２を発電計画作成用入力データとして読み込み、二次的排出物質の排出権取引を考慮できる点が発電計画作成装置５と異なる。
【０２１２】
なお、発電計画作成装置７による発電計画作成処理の処理内容は図３で示した実施の形態１の発電計画作成装置５による発電計画作成処理と同様である。また、電力持ち替え検討処理の内容も図７で示した実施の形態１の内容と同様である。
【０２１３】
図２０は実施の形態７における図３のステップＳ１０の電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【０２１４】
同図に示すように、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１を入力する。第１検討結果ＲＴ１は、図７で示した実施の形態１の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味する。なお、実施の形態１と同様な処理については図８と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０２１５】
まず、ステップＳ１５１において、発電コスト変化計算処理を実行して、電力持ち替え検討処理において検討した電力持ち替えによる発電コスト変化量ＣＣ１を以下の式(21)に示す計算式で計算する。
【０２１６】
【数２１】
2010148295.tif 000023
【０２１７】
そして、ステップＳ１５２において、購入コスト計算処理により排出量減少量Ｖ１と同量の二次的排出物質の排出権を取引市場で購入した場合の購入コストＶＣ１を以下の式(22)に示す計算式で計算する。式(22)において、ＥＰｒｉｃｅは取引市場における二次的排出物質の排出権（排出量）の取引価格を表している。
【０２１８】
【数２２】
2010148295.tif 000024
【０２１９】
その後、ステップＳ１５３において、コスト比較処理を実行して、発電コスト変化量ＣＣ１と購入コストＶＣ１とを比較する。ステップＳ１５３において、「ＣＣ１＜ＶＣ１」と判断した場合は、ステップＳ３１に移行し、「ＣＣ１≧ＶＣ１」と判断した場合は、ステップＳ１５４に移行する。
【０２２０】
発電コスト変化量ＣＣ１の方が小さい場合に実行されるステップＳ３１において、電力持ち替え検討処理の結果を反映し、発電機Ｕ１と発電機Ｕ２の発電電力を変更する。
【０２２１】
購入コストＶＣ１の方が小さい場合に実行されるステップＳ１５４において、排出権購入処理を実行し、第１検討結果ＲＴ１に基づく電力持ち替えを却下し、取引市場にて二次的排出物質の排出権を購入することで排出量ＳＵＭＥを減少させる。
【０２２２】
このように、実施の形態７の排出量抑制処理部５３は、発電コスト変化量ＣＣ１より購入コストＶＣ１が小さい場合（所定条件時）に、決定した発電電力持ち替え処理を破棄し、取引市場にて二次的排出物質の排出権を購入して排出量を減少させることによる排出量抑制処理を行うことができる。
【０２２３】
したがって、実施の形態７に係る発電計画装置７では、実施の形態１の効果である火力発電機による電力持ち替えのみでなく、排出権取引データＤ２２より得られる二次的排出物質の排出権取引市場における取引、あるいは相対取引も考慮して、排出量上限値ＵＶＬを満足する決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる効果を奏する。
【０２２４】
＜実施の形態８＞
実施の形態８は実施の形態２に加えて、排出権取引データＤ２２を入力データ群Ｄ１２として読み込み、実施の形態７と同様、二次的排出物質の排出権市場を考慮できる点が実施の形態２と異なる。なお、発電計画作成装置の構成及び周辺は図１９に示した実施の形態７の構成と同様になる。
【０２２５】
また、発電計画作成装置７による発電計画作成処理の処理内容は図３で示した実施の形態１の発電計画作成装置５による発電計画作成処理と同様である。また、電力持ち替え検討処理の内容も図９で示した実施の形態２の内容と同様である。
【０２２６】
図２１は実施の形態８における図３のステップＳ１０の電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【０２２７】
同図に示すように、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１及び、発電機起動停止による排出量抑制検討結果である第２検討結果ＲＴ２とを入力する。なお、第１検討結果ＲＴ１は、図７で示した実施の形態１の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味し、第２検討結果ＲＴ２は図９で示した実施の形態２の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味する。なお、実施の形態２と同様な処理については図１０と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０２２８】
ステップＳ７１において、第１検討結果ＲＴ１における排出量減少量Ｖ１と、第２検討結果ＲＴ２における排出量減少量Ｖ２とを比較し、排出量減少量Ｖ１の方が排出量減少量Ｖ２より大きいと判断すれば、ステップＳ１５１に移行し、そうでないと判断すればステップＳ１６１に移行する。
【０２２９】
ステップＳ７１で「Ｖ１＞Ｖ２」であると判断された場合に実行されるステップＳ１５１において、発電コスト変化計算処理を実行して、電力持ち替え検討処理において検討した電力持ち替えによる発電コスト変化量ＣＣ１を既に述べた式(21)に示す計算式で計算する。
【０２３０】
そして、ステップＳ１５２において、購入コスト計算処理により排出量減少量Ｖ１と同量の二次的排出物質の排出権を取引市場で購入した場合の購入コストＶＣ１を上述した式(22)に示す計算式で計算する。
【０２３１】
その後、ステップＳ１５３において、コスト比較処理を実行して、発電コスト変化量ＣＣ１と購入コストＶＣ１とを比較する。そして、ステップＳ１５３の判断が「ＣＣ１＜ＶＣ１」の場合は、ステップＳ３１に移行し、「ＣＣ１≧ＶＣ１」の場合は、ステップＳ１５４に移行する。
【０２３２】
発電コスト変化量ＣＣ１の方が小さい場合に実行されるステップＳ３１において、第１検討結果ＲＴ１に基づく電力持ち替え検討処理の結果を反映し、発電機Ｕ１と発電機Ｕ２の発電電力を変更する。
【０２３３】
購入コストＶＣ１の方が小さい場合に実行されるステップＳ１５４において、排出権購入処理を実行し、第１検討結果ＲＴ１に基づく電力持ち替えを却下し、取引市場にて二次的排出物質の排出権を購入することで排出量ＳＵＭＥを減少させる。
【０２３４】
一方、ステップＳ７１の判断で「Ｖ１≦Ｖ２」の場合に実行されるステップＳ１６１において、発電コスト変化計算処理を実行して、第２検討結果ＲＴ２に基づく電力持ち替えによる発電コスト変化量ＣＣ２を以下の式(23)に示す計算式で計算する。
【０２３５】
【数２３】
2010148295.tif 000025
【０２３６】
そして、ステップＳ１６２において、購入コスト計算処理により排出量減少量Ｖ２と同量の二次的排出物質の排出権を取引市場で購入した場合の購入コストＶＣ２を以下の式(24)に示す計算式で計算する。式(24)において、ＥＰｒｉｃｅは取引市場における二次的排出物質の排出権の取引価格を表している。
【０２３７】
【数２４】
2010148295.tif 000026
【０２３８】
その後、ステップＳ１６３において、コスト比較処理を実行して、発電コスト変化量ＣＣ１と購入コストＶＣ２とを比較する。そして、ステップＳ１６３の判断で「ＣＣ２＜ＶＣ２」の場合は、ステップＳ７２に移行し、「ＣＣ２≧ＶＣ２」の場合は、ステップＳ１６４に移行する。
【０２３９】
発電コスト変化量ＣＣ２の方が小さい場合に実行されるステップＳ７２において、第２検討結果ＲＴ２に基づく電力持ち替え検討処理の結果を反映し、発電機Ｕ３と発電機Ｕ４（Ｕ５）の発電電力を変更する。
【０２４０】
購入コストＶＣ２の方が小さい場合に実行されるステップＳ１６４において、排出権購入処理を実行し、第２検討結果ＲＴ２に基づく電力持ち替えを却下し、取引市場にて二次的排出物質の排出権を購入することで排出量ＳＵＭＥを減少させる。
【０２４１】
以上のように、実施の形態８に係る発電計画装置７では、実施の形態２の効果である火力発電機による電力持ち替えのみでなく、排出権取引データＤ２２から得られる二次的排出物質の排出権取引市場における取引も考慮して、排出量上限値ＵＶＬを満足する決定発電計画を規定した排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる。
【０２４２】
＜実施の形態９＞
実施の形態９は実施の形態３に加えて、排出権取引データＤ２２を入力データ群Ｄ１２として読み込み、実施の形態７と同様、二次的排出物質の排出権市場を考慮できる点が実施の形態３と異なる。なお、発電計画作成装置の構成及び周辺は図１９に示した実施の形態７の構成と同様になる。
【０２４３】
また、発電計画作成装置７による発電計画作成処理の処理内容は図３で示した実施の形態１の発電計画作成装置５による発電計画作成処理と同様である。また、電力持ち替え検討処理の内容も図１１で示した実施の形態３の内容と同様である。
【０２４４】
図２２は実施の形態９における図３のステップＳ１０の電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【０２４５】
同図に示すように、発電電力増減による排出量抑制検討結果である第１検討結果ＲＴ１、発電機起動停止による排出量抑制検討結果である第２検討結果ＲＴ２、及び揚水発電機を利用した排出量抑制検討結果である第３検討結果ＲＴ３を入力する。なお、第１検討結果ＲＴ１は、図７で示した実施の形態１の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味し、第２検討結果ＲＴ２は図９で示した実施の形態２の電力持ち替え反映処理と同じ処理よって得られる検討結果を意味し、第３検討結果ＲＴ３は図１１で示した実施の形態３の電力持ち替え反映処理と同じ処理によって得られる検討結果を意味する。なお、図２２において、実施の形態３と同様な処理については図１３と同じ参照符号を付して説明を適宜省略する。
【０２４６】
ステップＳ１０１の判断において、「Ｖ１＞Ｖ３」後の処理は、図２１で示した電力持ち替え反映処理と同様、ステップＳ１５１〜Ｓ１５４及びＳ３１の処理が行われる。
【０２４７】
ステップＳ１０２の判断において、「Ｖ３≦Ｖ２」後の処理は、図２１で示した電力持ち替え反映処理と同様、ステップＳ１６１〜Ｓ１６４及びＳ７２の処理が行われる。
【０２４８】
以下、ステップＳ１０１の判断における「Ｖ１≦Ｖ３」後、あるいはステップＳ１０２における「Ｖ３＞Ｖ２」後の処理について説明する。
【０２４９】
ステップＳ１７１において、発電コスト変化計算処理を実行して、第３検討結果ＲＴ３に基づく電力持ち替えによる発電コスト変化量ＣＣ３を以下の式(25)に示す計算式で計算する。
【０２５０】
【数２５】
2010148295.tif 000027
【０２５１】
そして、ステップＳ１７２において、購入コスト計算処理により排出量減少量Ｖ３と同量の二次的排出物質の排出権を取引市場で購入した場合の購入コストＶＣ３を以下の式(26)に示す計算式で計算する。式(26)において、ＥＰｒｉｃｅは取引市場における二次的排出物質の排出権の取引価格を表している。
【０２５２】
【数２６】
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【０２５３】
その後、ステップＳ１７３において、コスト比較処理を実行して、発電コスト変化量ＣＣ１と購入コストＶＣ３とを比較する。そして、ステップＳ１７３の判断が「ＣＣ３＜ＶＣ３」の場合は、ステップＳ１０３に移行し、「ＣＣ３≧ＶＣ３」の場合は、ステップＳ１７４に移行する。
【０２５４】
発電コスト変化量ＣＣ３の方が小さい場合に実行されるステップＳ１０３において、第３検討結果ＲＴ３に基づき、発電機Ｕ６，発電機Ｕ７間の電力持ち替えを適用する。
【０２５５】
その後、ステップＳ１０４において、第３検討結果ＲＴ３に基づき揚水発電機の揚水動力や揚水発電電力の変更も反映する。
【０２５６】
購入コストＶＣ３の方が小さい場合に実行されるステップＳ１７４において、排出権購入処理を実行し、第３検討結果ＲＴ３に基づく電力持ち替えを却下し、取引市場にて二次的排出物質の排出権を購入することで排出量を減少させる。
【０２５７】
以上のように、実施の形態９に係る発電計画装置７では、実施の形態３の効果である火力発電機と揚水発電機による電力持ち替えのみでなく、排出権取引データＤ２２から得られる二次的排出物質の排出権取引市場における取引も考慮して、排出量上限値ＵＶＬを満足する決定発電計画を規定する排出量抑制発電計画結果データＤ９を作成することができる。
【０２５８】
なお、実施の形態４〜実施の形態６の発電計画作成装置６の電力持ち替え検討処理と、実施の形態７〜実施の形態９の発電計画作成装置７の電力持ち替え反映処理とを組み合わせた発電計画作成装置を構成することも可能である。この場合、初期発電計画結果データＤ１、発電機性能データＤ２、二次的排出物質関連データＤ３、及び二次的排出物質排出量上限データＤ４に加えて、燃料消費量制約データＤ２１及び排出権取引データＤ２２を入力データ群として取り込む必要がある。
【図面の簡単な説明】
【０２５９】
【図１】この発明の実施の形態１である発電計画作成装置及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【図２】実施の形態１の発電計画作成装置が実現可能なコンピュータ装置の構成例を示す説明図である。
【図３】実施の形態１の発電計画作成装置による発電計画作成処理の処理手順を示すフローチャートである。
【図４】発電機１台に対する初期発電計画結果データの規定する発電計画の内容を模式的に示す説明図である。
【図５】初期発電計画結果データの需給バランス例を模試的に示す説明図である。
【図６】発電機の起動パターン及び停止パターン例を模式的に示す説明図である。
【図７】実施の形態１の排出量抑制処理部による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図８】実施の形態１の電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【図９】実施の形態２の排出量抑制処理部による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図１０】実施の形態２による電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【図１１】実施の形態３による電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図１２】連続運転期間を模式的に示す説明図である。
【図１３】実施の形態３による電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【図１４】この発明の実施の形態４である発電計画作成装置及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【図１５】実施の形態４による発電計画作成処理の処理手順を示すフローチャートである。
【図１６】実施の形態４における電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図１７】実施の形態５における電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図１８】実施の形態６における電力持ち替え検討処理の詳細を示すフローチャートである。
【図１９】この発明の実施の形態７である発電計画作成装置及びその周辺の構成を示すブロック図である。
【図２０】実施の形態７における電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【図２１】実施の形態８における電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【図２２】実施の形態９における電力持ち替え反映処理の内容を示すフローチャートである。
【符号の説明】
【０２６０】
５〜７  発電計画作成装置、１０  既存・発電計画作成装置、５１  データ入力処理部、５２  発電機評価処理部、５３  排出量抑制処理部、５４  データ出力処理部、Ｄ１  初期発電計画結果データ、Ｄ２  発電機性能データ、Ｄ３  二次的排出物質関連データ、Ｄ４  二次的排出物質排出量上限データ、Ｄ１０〜Ｄ１２  入力データ群、Ｄ２１  燃料消費量制約データ、Ｄ２２  排出権（排出量）取引データ。
【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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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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