(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置であって、
電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得する需要予測取得部と、
前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が定められた情報である発電機起動計画を取得する初期計画取得部と、
前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定する修正対象決定部と、
前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求める起動状態算出部とを含み、
前記起動状態算出部は、前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算し、前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とすることを特徴とする発電機運用計画決定装置。
【請求項２】
前記発電機起動計画において定められている前記起動状態値の初期値は、前記発電機の起動／停止が確定していないことを示す値である０より大きく１未満の実数を含み、
前記修正対象決定部は、前記初期計画における前記起動状態値が０及び１以外の値である発電機を対象発電機として決定することを特徴とする請求項１に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項３】
前記初期計画取得部は、前記起動状態値の制約を０から１の実数とし、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように前記発電コスト算出式を計算して得られた起動状態値を前記初期計画として取得することを特徴とする請求項２に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項４】
前記起動状態算出部は、前記対象発電機の発電コストが、元の発電コスト算出式よりも大きく算出されるように前記対象発電機の発電コスト算出式の係数を変更することを特徴とする請求項１乃至３に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項５】
前記起動状態算出部は、前記対象外発電機の発電コストが、元の発電コスト算出式よりも小さく算出されるように前記対象外発電機の発電コスト算出式の係数を変更することを特徴とする請求項１乃至４いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項６】
前記起動状態算出部は、前記対象外発電機の発電コストが、ゼロとして算出されるように前記対象外発電機の発電コスト算出式の係数を変更することを特徴とする請求項５に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項７】
前記起動状態算出部によって算出された起動状態値及び前記発電機起動計画における前記起動状態値を夫々前記発電コスト算出式に適用して前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の発電コストを算出する発電コスト算出部と、
前記算出された起動状態値を適用して算出された発電コストが、前記発電機起動計画における起動状態値を適用して算出された発電コストよりも低い場合、前記算出された起動状態値によって前記発電機起動計画を更新する起動計画更新部とを更に含むことを特徴とする請求項１乃至６いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項８】
前記発電コスト算出式は、線形計画法、二次計画法及び等ラムダ法のうち少なくとも１つの方法に基づくことを特徴とする請求項１乃至７いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項９】
前記修正対象決定部は、前記複数の発電機を優先順の異なる複数のグループに分け、前記優先順位に従って前記対象発電機を決定することを特徴とする請求項１乃至８いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１０】
前記発電機起動計画において定められている前記起動状態値の初期値は、前記発電機の起動／停止が確定していないことを示す値である０より大きく１未満の実数を含み、
前記修正対象決定部は、起動が確定している発電機と、起動／停止が確定しない発電機とを異なるグループに分け、起動／停止が確定していない発電機のグループを、起動が確定している発電機のグループよりも、優先的に修正するように設定することを特徴とする請求項９に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１１】
前記修正対象決定部は、前記発電機起動計画の時系列において、少なくとも一部の期間で停止することが確定している発電機と、全時間において起動することが確定している発電機とを異なるグループに分け、一部の期間で停止することが確定している発電機のグループを、全時間において起動することが確定している発電機のグループよりも、優先的に修正するように設定することを特徴とする請求項９または１０に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１２】
前記修正対象決定部は、前記発電機起動計画の時系列において、少なくとも一部の期間で停止することが確定している発電機を前記対象発電機として決定することを特徴とする請求項１乃至１１いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１３】
前記起動状態算出部は、前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となり、更に各発電機における出力の上限値及び下限値が満たされるように前記複数の発電機の起動状態値を求め、複数の前記対象外発電機の一部であって２以上の発電機夫々の出力の上限値及び下限値を合計し、前記２以上の発電機を仮想的に１つの発電機として前記発電コスト算出式を計算することを特徴とする請求項１乃至１２いずれかに記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１４】
前記起動状態算出部は、複数の前記対象外発電機の一部であって２以上の発電機が消費する燃料の合計に対する燃料消費制約がある場合に、前記２以上の発電機を仮想的に１つの発電機として、前記燃料消費制約が満たされるように前記発電コスト算出式を計算することを特徴とする請求項１３に記載の発電機運用計画決定装置。
【請求項１５】
電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置が実行する発電機運用計画決定方法であって、
電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得し、
前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が定められた情報である発電機起動計画を取得し、
前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定し、
前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求め、
前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算し、
前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とすることを特徴とする発電機運用計画決定方法。
【請求項１６】
電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置が実行する発電機運用計画決定プログラムであって、
電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得するステップと、
前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が定められた情報である発電機起動計画を取得するステップと、
前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定するステップと、
前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求めるステップと、
前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算するステップと、
前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とするステップとを発電機運用計画決定装置に実行させることを特徴とする発電機運用計画決定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電機運用計画決定装置、発電機運用計画決定方法及び発電機運用計画決定プログラムであって、特に、火力発電所の起動停止計画および火力発電所、揚水発電所、水力発電所等の負荷配分計画を作成することにより、需給バランス、予備力、燃料消費量制約、潮流制約、ダム水位制約等の制約条件を満たし、火力発電所の発電コストを最小化する発電所運用計画の作成に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統の信頼度を維持するためには、電力需要と発電機による供給力を一致させながら、需要予測誤差によっても信頼度を維持するために予備力を確保した発電機の起動停止計画を作成する必要がある。信頼性と同時に経済的な運用を行うためには、発電コストが最小となるように、発電機の運転停止を作成し、最も発電コストが最小となる計画を作成する必要がある。
【０００３】
特に電力自由化により事業者間の競争が激しくなることから、指令に基づいて出力を調整できる供給力として扱うことができる火力発電所、揚水発電所、水力発電所の発電機出力を上手く組み合わせて発電コストを最小化することが重要となっている。特に火力発電所の供給力計画においては、起動停止の組合せ問題となることから供給力全体を最適化することは難しい。
【０００４】
火力発電所の運用計画を生成する従来技術としては、起動停止計画と負荷配分計画を全ての起動停止変数を実数に緩和して、二次計画法問題として図１７のように最適解を求め、遺伝的アルゴリズムを用いて起動停止変数を１または０に決定する方法がある（例えば、特許文献１参照）。火力の起動停止変数は現実的には起動を示す“１”または停止を示す“０”のどちらかしか取れない。しかし、計算結果においては図１７のようにこれ以外の値となっている発電機があり、計画を確定できていない。このため、特許文献１に開示された方法においては、図１８の「＊」で示すように図１７で０より大きく１より小さい起動停止変数のみを対象に遺伝的アルゴリズムを用いて、この未確定の起動停止変数を決定している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００７−１６６８５５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献１に開示された技術の場合、遺伝的アルゴリズムで作成した個体（起動停止計画）と世代数、例えば５０個体で１００世代とすると５０００回もの負荷配分計算が必要となり、計算時間が長くなる。また、燃料消費量制約や潮流制約等の系統信頼度を考慮した計画を対象としていないため、実情に則した結果を得ることができない。更に計画対象が火力発電機のみであり、揚水発電所や水力発電所を対象に含めていないため可変供給力を使って発電コストを最小化することができない。
【０００７】
火力発電所の起動停止計画は組合せ最適化問題であるため、例えば、火力発電機１０台で２４時間の起動停止の全組合せ数は１０の７２乗にもなる。１つの計画を１マイクロ秒で評価できたとしても全ての計画を評価するためには１０の５９乗の年数を要することなり、事実上全数チェックして、最適解を求めることは不可能である。
【０００８】
このため、この火力発電所の起動停止計画を作成すると同時に、火力発電所、揚水発電所、水力発電所の真に最適な発電機出力を決定することは、事実上不可能である。これは、組合せ問題を扱うためである。そこで、火力発電機の起動停止計画問題を組合せ問題から実数変数の問題へと緩和することにより、実用的な時間で二次計画法、線形計画法で最適解を求めることができる。
【０００９】
特に、燃料消費制約、電力潮流制約、あるいはダム水位制約等の線形制約で表現できる制約は最適解を求めるときに同時に考慮することができる。但し、火力発電機の起動停止変数が０または１に確定していない変数が存在し、未確定の起動停止変数があるという課題が発生する。
【００１０】
本発明は上記点に対処して成されたもので、電力の需要予測及び各種の制約を満たす複数の発電機の起動計画を好適且つ低処理負荷で生成することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記課題を解決するため、本発明の一態様は、電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置であって、電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得する需要予測取得部と、前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が前記需要速の時系列に従って定められた情報である発電機起動計画を取得する初期計画取得部と、前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定する修正対象決定部と、前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求める起動状態算出部とを含み、前記起動状態算出部は、前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算し、前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とすることを特徴とする。
【００１２】
また、本発明の他の態様は、電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置が実行する発電機運用計画決定方法であって、電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得し、前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が定められた情報である発電機起動計画を取得し、前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定し、前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求め、前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算し、前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とすることを特徴とする。
【００１３】
また、本発明の更に他の態様は、電力需要の時系列の予測値に基づいて複数の発電機の起動状態を決定する発電機運用計画決定装置が実行する発電機運用計画決定プログラムであって、電力需要の時系列の予測値の情報である需要予測を取得するステップと、前記複数の発電機夫々の起動及び停止いずれかの状態を１及び０のいずれかの数値で示す情報である起動状態値の初期値が定められた情報である発電機起動計画を取得するステップと、前記発電機起動計画に基づいて前記起動状態値を修正する修正対象の発電機である対象発電機を決定するステップと、前記複数の発電機夫々について出力に対する発電コストを計算するための発電コストを算出する式であって前記起動状態値を含む発電コスト算出式に基づき、前記時系列において前記需要予測が満たされ且つ算出されるコストが最少となるように、前記複数の発電機の起動状態値を時系列に求めるステップと、前記起動状態値を時系列に求める際、前記対象発電機の起動状態値が０に収束し易くなり、前記対象発電機以外の発電機のうち、停止していない発電機である対象外発電機の起動状態値が１に収束し易くなるように前記発電コスト算出式の係数を変更して前記起動状態値の制約を０から１の実数として前記発電コスト算出式を計算するステップと、前記対象発電機の起動状態値が０以外の値として算出された場合は１とするステップとを発電機運用計画決定装置に実行させることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１４】
本発明によれば、電力の需要予測及び各種の制約を満たす複数の発電機の起動計画を好適且つ低処理負荷で生成することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の実施形態に係る発電所運用計画作成装置による計算処理を示すフローチャートである。
【図２】本発明の実施形態に係る発電所運用計画作成装置のハードウェア構成を示す図である。
【図３】本発明の実施形態に係る発電所運用計画作成装置の詳細構成を示す図である。
【図４】本発明の実施形態に係る発電所運用計画作成装置の主記憶装置内に構成される記憶領域を示す図である。
【図５】本発明の実施形態に係る需要予測の例を示す図である。
【図６】本発明の実施形態に係る初期計画の例を示す図である。
【図７】本発明の実施形態に係る係数等の修正値の設定画面を示す図である。
【図８】本発明の実施形態に係る発電機のグループ分けの例を示す図である。
【図９】本発明の実施形態に係る処理において対象として選択されたグループの例を示す図である。
【図１０】本発明の実施形態に係る処理対象の発電機の実数緩和を示す図である。
【図１１】本発明の実施形態に係る処理対象の発電機において計算された結果の例を示す図である。
【図１２】本発明の実施形態に係る処理対象の発電機において起動状態変数が決定された結果の例を示す図である。
【図１３】本発明の実施形態に係る処理対象のグループ内における計算結果を示す図である。
【図１４】本発明の実施形態に係る起動変数の更新処理を繰り返した結果を示す図である。
【図１５】本発明の実施形態に係る制約条件を確認する画面の例を示す図である。
【図１６】本発明の実施形態に係る処理対象発電機の決定態様の他の例を示す図である。
【図１７】発電所運用計画の策定において、二次計画法問題の最適解を求めた結果を示す図である。
【図１８】二次計画法問題の最適解において未確定となった部分を明示した場合を示す図である。
【図１９】本発明の実施形態に係る計算処理において、複数の対象外発電機を単一の発電機とみなして計算する場合の例を示す図である。
【図２０】本発明の実施形態に係る計算処理において、複数の対象外発電機を単一の発電機とみなして計算する場合の例を示す図である。
【図２１】本発明の実施形態に係る計算処理において、複数の対象外発電機を単一の発電機とみなして計算する場合の例を示す図である。
【図２２】本発明の実施形態に係る計算処理において、複数の対象外発電機を単一の発電機とみなして計算する場合の例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本発明の具体的実施例について図面を用いて詳細に説明する。
本実施形態においては、未確定の起動停止変数を１つの時刻に１つの発電機に限定すると共に、起動停止変数が未確定の時刻の発電機の燃料関数または起動費をもともとの関数以上に大きくするあるいは確定している発電機の燃料費関数または起動費をもともとの関数以下に小さくして、二次計画法あるいは線形計画法を適用して問題を解くことにより、未確定の起動停止変数は停止０とそれ以外の値になった起動が必要な発電機に分類できることにより起動停止計画を決定して解決する。
【００１７】
図１は、本発明の適用対象である発電所運用計画作成装置による計算処理フロー、図２は発電所運用計画作成装置１の概略全体構成図、図３は発電所運用計画作成装置の詳細構成図、図４は発電所運用計画作成装置に含まれる主記憶装置内に構成される記憶領域を示す。
【００１８】
発電所運用計画作成装置１は、図２に示すように、中央演算処理装置であるＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）２、主記憶装置３、入出力装置４および外部記憶装置５とから構成されている。図３は本発明における発電所運用計画作成装置１の詳細な機能構成図である。発電所運用計画作成装置１は、入力装置６、表示装置７、データベース９および読取装置１０と、計算処理部２０とを備える。なお、計算処理部２０は、予め外部記憶装置５の記憶媒体に保持され、読取装置１０を介して主記憶装置３に読み込まれたプログラムを、ＣＰＵ２が実行することにより実現されるが、本発明はこのようなプログラムされた汎用プロセッサによるものに限られるわけではない。例えば、本発明の各処理を実行するワイヤードロジックを含む特定のハードウェア装置との組合せによって計算処理部２０を構成することもできる。
【００１９】
入出力装置４は、図３に示すキーボードやマウスを備えた入力装置６と、出力装置としての表示装置７を有する。なお、入出力装置４としては、これらの代わりに、あるいは、これらと併用して、ポインティングデバイス、タッチセンサ等の入力装置や、液晶表示装置、プリンタ、スピーカ等の出力装置を設けることもできる。外部記憶装置５としては、ハードディスク装置、フロッピィディスク装置、ＣＤ−ＲＯＭ（ｃｏｍｐａｃｔ  ｄｉｓｃ―ｒｅａｄ  ｏｎｌｙ  ｍｅｍｏｒｙ）装置、ＤＡＴ（ｄｉｇｉｔａｌ  ｖｉｄｅｏｔａｐｅ）装置、ＲＡＭ（ｒａｎｄａｍ  ａｃｃｅｓｓ  ｍｅｍｏｒｙ）装置、ＤＶＤ（ｄｉｇｉｔａｌ  ｖｉｄｅｏ  ｄｉｓｃ）装置、不揮発性メモリ等を用いることができる。
【００２０】
外部記憶装置５は、図３に示すデータベース９を保持するための大容量記憶装置と、処理プログラムなどを保持する記憶媒体と、該記憶媒体に保持された情報を読み取るための読取装置１０とを用いているが、一つの外部記憶装置にデータベースと処理プログラムとが両方保持されているようにすることもできる。また、記憶媒体としては、フロッピィディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、磁気テープ、光ディスク、光磁気ディスク、ＤＡＴ、ＲＡＭ、ＤＶＤ、不揮発性メモリ等を用いることができる。
【００２１】
入力装置６は表示装置７に表示された選択肢の選択、データの入力などを受付け、計算処理部２０に伝送する。表示装置７は、入力装置６から送られたデータを表示する。計算処理部２０は、入力装置６から伝送されるデータと、データベース９から読み込んだデータと、読取装置１０から読み込んだ処理プログラムと、電力システム１１から伝送されるデータとに基づいて供給力の運転計画を作成する。電力システム１１は図示していないデータベースを備えている。電力システム１１は電力系統１２の監視、制御を行うものである。
【００２２】
計算処理部２０の処理結果は、表示装置７に送られて表示されると共にデータベース９に格納される。また、発電所運用計画作成装置１に対して、電力システム１１の運用・計画システム、制御システムが設定した条件での運用計画作成が要求された場合には、計算処理部２０の作成した計画および評価結果は電力システム１１へも通知される。この通知を受けた電力システム１１は、通知された計画をもとに電力系統１２の一つの要素となっている発電機に出力制御信号を出して発電機を制御するとともに、電力系統１１から発電機出力データを取込み、その取り込んだデータと図示していない計画システムにおいて作成したデータとを内部データベース（図示せず）に格納する。
【００２３】
計算処理部２０は、コントロール部２１、計画作成データ読込部２２、計画作成戦略設定部２３、初期計画読込部２４、対象発電機決定部２５、実数緩和部２６、最適化処理部２７、起動停止決定部２８、最良解チェック部３０と最適解チェック部３１からなる最適性チェック部２９および計算結果出力部３２を備える。また、計算処理部２０は、送信線３３を介して外部の電力システム１１に接続されており、電力システム１１は、実際の送発変電設備である電力系統１２に接続されている。このように、本実施形態においては、計算処理部２０を含む発電所運用計画作成装置１が、電力系統１２に含まれる発電機の運用計画を決定する発電機運用計画決定装置として機能する。
【００２４】
電力システム１１は電力系統１２の計画・運用及び制御のためのシステム、電力系統１２および電力系統１２の状態などを示す情報を保持するための図示していないデータベースを備えている。電力系統１２の状態はリレーやセンサなどにより検出され、送信線３４を介して電力システム１１に通知され、電力システム１１のデータベース（図示せず）に格納される。
【００２５】
コントロール部２１は、電力システム１１、および、各処理部２２〜３２の間のデータや処理プログラムなどの授受を円滑に行うためのデータの加工・処理を行い、その授受をコントロールして、全体の処理を正常に動作させる。
【００２６】
計画作成データ読込部２２はコントロール部２１を介してデータベース９や読取装置１０の記憶媒体に保持されている運用計画を作成するための需要予測値、発電機特性あるいは制約条件等を読み込んで、表示装置７に表示し、必要に応じて条件を変更する。また、この変更した新規の条件を、コントロール部２１を介してデータベース９と主記憶装置３の発電機特性記憶領域Ｍ１０１および制約条件記憶領域Ｍ１０２などに格納すると共に、コントロール部２１を介して各処理部２３〜３２にこれらのデータを伝送する。
【００２７】
なお、本実施例では、特に説明しない限り、データベース９からのデータの読込みはデータ読込部２２を介して行われ、計画作成データ読込部２２、計画作成戦略設定部２３、初期計画読込部２４、対象発電機決定部２５、実数緩和部２６、最適化処理部２７、起動停止決定部２８、最良解チェック部３０、最適解チェック部３１を含む最適性チェック部２９及び計算結果出力部３２は、相互にコントロール部２１を介して、データの授受を行い、更に、必要に応じて入力装置６から入力されたデータや計算結果を表示装置７に出力し、若しくはデータベース９に格納する。
【００２８】
計画作成戦略設定部２３は、コントロール部２１を介してデータベース９や読取装置１０の記憶媒体に保持されている運用計画を作成するときに使用する停止発電機グループを決定する条件、燃料費関数や起動費の修正方法など順序等を読み込んで、表示装置７に表示し、必要に応じて条件を変更若しくは設定する。また、この変更した新規の条件はコントロール部２１を介してデータベース９と主記憶装置３の戦略記憶領域Ｍ１０３などに格納され、これらのデータをコントロール部２１を介して各処理部２４〜３２に伝送する。
【００２９】
初期計画読込部２４は、コントロール部２１を介してデータベース９や読取装置１０の記憶媒体に保持されている初期計画を選択し、表示装置７に表示して、必要に応じて条件を変更若しくは設定し、データベース９と主記憶装置３の現在解記憶領域Ｍ１０４、最良解記憶領域Ｍ１０５および最適解記憶領域Ｍ１０６などに格納する。最良解記憶領域Ｍ１０５および最適解記憶領域Ｍ１０６はそれぞれ最良運用計画、最適運用計画が更新されるごとに更新される前の運用計画に上書きされて消去されるのではなく、前の運用計画は積層的に格納されて取り出せる構造になっている。
【００３０】
対象発電機決定部２５はコントロール部２１を介して計画作成データ読込部２２、計画作成戦略設定部２３、初期計画読込部２４で設定した各種データと条件等に加えて、最適性チェック部２９の結果をもとに発電機グループとそのグループの優先順位およびグループに含まれる火力発電機を決定する。また、対象発電機決定部２５は、必要に応じて実数緩和部２６、最適化処理部２７で使用する発電機グループ、そのグループの優先順位および火力発電機を決定し、実数緩和部２６、最適化処理部２７に送信する。また、これらの情報は、対象発電機決定部２５によってデータベース９と主記憶装置３の対象発電機記憶領域Ｍ１０７と発電機グループ記憶領域Ｍ１０８などに格納される。
【００３１】
実数緩和部２６は、計画作成データ読込部２２、計画作成戦略設定部２３、初期計画読込部２４、対象発電機決定部２５で設定された各種データと条件等に基づき、実数緩和する時刻及び発電機を判断して表示装置７に表示する。また、実数緩和部２６は、発電機の発電コストの計算式に含まれる係数を修正する修正値を、オペレータによる入力装置の操作によって取得し、上記実数緩和する対象として判断した発電機若しくはそれ以外の発電コストの計算式を修正して、データベース９あるいは主記憶装置３の一時的燃料コスト関数記憶領域Ｍ１０９などに格納する。
【００３２】
最適化処理部２７はコントロール部２１を介して計画作成データ読込部２２、計画作成戦略設定部２３、初期計画読込部２４、対象発電機決定部２５、実数緩和部２６で設定した各種データと条件などをもとに制約条件および目的関数を定式化し、線形計画法、二次計画法などの数理計画法を用いて最適解、すなわち最適な発電所運用計画を導出する計算処理を実施する。また、計算結果を主記憶領域３の現在解記憶領域Ｍ１０４、最良解記憶領域Ｍ１０５、最適解記憶領域Ｍ１０６などに格納する。
【００３３】
起動停止決定部２８はコントロール部２１を介して最適化処理部２７で作成した起動停止変数の値をもとに全火力発電機の起動停止を決定し、この起動停止計画を主記憶領域３の現在解記憶領域Ｍ１０４、最良解記憶領域Ｍ１０５、最適解記憶領域Ｍ１０６などに格納する。
【００３４】
最適性チェック部２９は最良解チェック部３０および最適解チェック部３１からなる。最良解チェック部３０は最適化処理部２７で作成した主記憶領域３の現在解記憶領域Ｍ１０４に格納されている発電所運用計画の発電コストと最良解記憶領域Ｍ１０５に格納されている発電所運用計画の発電コストを比較して、必要に応じて現在解記憶領域Ｍ１０４の発電所運用計画を最良解記憶領域Ｍ１０５に格納する。
【００３５】
最適解チェック部３１は主記憶領域３の最良解記憶領域Ｍ１０５に格納されている発電所運用計画の発電コストと最適解記憶領域Ｍ１０６に格納されている発電所運用計画の発電コストを比較して、必要に応じて最良解記憶領域Ｍ１０５の発電所運用計画を最適解記憶領域Ｍ１０６に格納する。
【００３６】
計算結果出力部３２は、各処理部２２〜３１で設定、計算した計画作成条件、データ、作成した発電所運用計画や目的関数の推移等や入力装置６からのデータ入力の支援のための情報等を、表示装置７に表示する。
【００３７】
次に、図１に示す処理フロー図を参照しながら本発明の発電所運用計画装置の動作を説明する。処理Ｓ１０１の計画作成データの読込は計画作成データ読込部２２で処理される。ここでは、表示装置７に表示された発電所運用計画作成対象日の入力情報を入力装置６により入力して確定する。これにより、計画作成データ読込部２２はデータベース９から対象期間の総需要、原子力や流れ込み水力による固定供給力、風力や太陽光などの不確定供給力な固定供給力等を読み込み、総需要からこれらの固定供給力を差し引いた火力、揚水、水力で供給すべき差引需要を計算する。即ち、計画作成データ読込部２２が、需要予測取得部として機能する。
【００３８】
図５は表示装置７に表示した差引需要の例を示している。以下では差し引き需要のことを特別のことがない限り需要と表現する。この需要が需要予測として用いられる。Ｓ１０１において読み込まれる情報としては、更に火力発電機の出力上下限、燃料費関数（発電機出力に対する二次関数、線形関数など）、起動費、使用する燃料種別、最小連続停止時間、最小連続運転時間がある。揚水発電所では発電時とポンプ動力時のそれぞれの出力上下限、出力初期水位、到達水位、水位上下限および揚水効率がある。水力発電所では出力上下限あるいは使用水量上下限、電水比、発電効率カーブ、放流した水が下流ダムへ到達するまでの流下時間遅れなどがある。
【００３９】
これらの火力、揚水、水力の発電機特性をデータベース９から読み込む。運転予備力、需要が想定需要より少なかったときにも需給バランスが取れるように下げ側の運転予備力である下げ余力、各発電機が接続されているエリア、エリア間を結ぶ送電線の潮流制約、ＬＮＧなどの燃料消費上下限制約などの系統制約をデータベース９から読み込む。これらの読み込んだデータを表示装置７に表示するとともに、入力装置６を介して条件を変更し、主記憶領域３に格納する。発電機特性は発電機特性記憶領域Ｍ１０１、制約条件は制約条件記憶領域Ｍ１０２に格納する。
【００４０】
処理Ｓ１０２は計画作成戦略を設定する処理であり、計画作成戦略設定部２３で処理される。これはデータベース９にある情報を用いて、複数の初期計画案からどの初期計画を選択するか、起動停止変数を変更する発電機をどのように決定するか、またその変更するときに発電機グループに分けるときの分類方法および変更するグループの順序、燃料費関数、起動費の修正方法および修正する起動停止計画の範囲と最適化手法選択戦略などを決める。決められた上記の各種の情報は、データベース９に格納されるとともに、主記憶装置３に格納される。
【００４１】
これらの戦略は戦略記憶領域Ｍ１０３にも格納される。初期計画案は例えば、最大出力での発電単価が安い順番、即ち、発電効率が良い順番に火力発電機を選択し、選択した発電機の定格出力の合計が供給予備力を満たした段階で選択されている火力発電機を起動する計画とすることにより作成する優先順位法で作成する。この他、全ての火力発電機を運転とした計画、二次計画法あるいは線形計画法で火力のすべての起動停止変数を実数緩和して作成した計算結果の計画、若しくはその計算結果の計画において、起動停止変数が０より大きいものを全て運転とした計画、過去の最大需要あるいは最小需要が計画対象日と同程度の日の発電所運用計画等を用いることができる。更に、これらの計画候補を表示装置７で表示させて、入力装置６を用いてこの火力発電機の起動停止計画を手動で修正したものや最初から手動で火力発電機の起動停止計画を作成したものも含まれる。
【００４２】
ここで、発電機グループに分けるときの分類戦略とは、火力発電機の起動停止変数を修正するグループを決めるものであり、本実施形態においては、初期計画における運転時間の長さによってグループ分けする。具体的には、最小需要時刻と最大需要時刻の運転時間数の長さによってグループ分けする。例えば、選ばれたあるいは作成した初期計画が図６であったとする。表の第１行目には火力発電機の番号で発電機は１から１０までの１０台、第一列は時刻を表しており１時から２４時までを表している。表の中の数値は、各時間における各装置の起動／停止の状態を示す起動停止変数であり、１は起動、０は停止を示している。
【００４３】
最小需要時刻と最大需要時刻の運転時間数の長さでグループ分けすると、図５の例の場合、最小需要時刻が５時、最大需要時刻が１５時なので、最少重要時刻においても運転している発電機１から５までのグループ１、最大重要時刻において運転している発電機からグループ１に含まれる発電機を除いた発電機６から８までのグループ２、最少重要時刻及び最大重要時刻の両方で停止している発電機９、１０のグループ０の３つのグループに分かれる。このグループ分けしたものを表示装置７に示したのが図８である。
【００４４】
効率の低いすなわち発電単価が高い火力発電機ほど運転時間が短くなる。初期計画や途中で作成された計画に対して、各時刻に稼働している発電機台数を少なくした方が発電コストは少なくなるのが一般的である。一般的に、火力発電機は最大出力で最大効率となるように設計されており、最大出力が定格出力として定められている。このため、同一時刻において稼動している発電機台数が少ないほど各発電機の配分出力が増加し、運転効率が向上して発電単価が低減することになる。この結果、全体の発電コストが低減されることになる。
【００４５】
本実施形態においてはグループ単位で順番にできるだけ発電機を停止するようにする計画を修正していく。図８のグループ０は全時刻で停止しているので、計画を修正する対象から除かれる。グループ２の発電機はグループ１より運転時間が短い。これは、グループ２の発電単価がグループ１の発電単価よりも高いことを示している。これは、上述したように、初期計画策定の際に、各発電機の発電単価が考慮されていることにより、発電単価が低い発電機を優先的に稼働させるように初期計画が策定されることによる。
【００４６】
従って、グループ２を最初に計画修正のグループとし、このグループ２で発電コストが削減できなくなった後で、次にグループ１の発電機の計画修正をする。このようにグループ分けする理由は、初期計画に対して本実施形態の技術を適用して運用計画を修正する過程において、発電コストが低い発電機、即ち優先的に稼働させるべき発電機を、発電コストが高い発電機、即ち優先的に停止させるべき発電機よりも先に停止してしまう可能性があるためである。このような課題は、全ての発電機を稼働させるような、供給予備力が過剰な初期計画あるいは現在計画において特に生じやすい。
【００４７】
同様に、運転時間の長さでグループ分けする場合は、運転時間に幅を持たせることで、グループに複数の発電機が含まれるようにすることもできる。あるいは初期計画の段階でグループ分けするのではなく、全ての運転している発電機を対象にして、停止できる時間数が多いあるいは最小需要時刻と最大需要時刻で停止できる時間数が多いことを判定した後に、グループ分けする方法もある。
【００４８】
後の処理Ｓ１１１から処理１１３で述べるが、同一グループ内ではそれぞれを停止候補としたときの発電コストが安くなった計画を最良計画として採用するため、グループ内での発電機の優先順位は無い。また、図１６に示すように、表示装置７に初期計画あるいは現在計画を表示して、手動で未確定にする箇所を入力装置６で指定する戦略を設定することもできる。
【００４９】
修正する起動停止計画の範囲を決定する戦略として、図１０は未確定箇所を記号「＊」で表しているが、初期計画あるいは現在計画を図６とし、未確定発電機として発電機７を選択した場合、戦略として、２４時間すべてを未確定とする方法と図１６で、記号「＊」のようにもともと運転となっていた時刻のみ記号「＊」とする方法がある。前者は全ての時刻を未確定とするので、計算処理における場合分けが低減されるため処理がより簡単であり、後者は未確定変数の数を削減できるので問題の規模を小さくでき、計算処理量を低減できる。
【００５０】
本実施形態に係る起動停止計画の修正方法においては、起動停止変数が未定の発電機、即ち、上述したように、起動停止変数を「＊」とした修正対象の発電機の燃料費関数の係数及び起動費をもともとの燃料費関数および起動費よりも大きくして計算する。若しくは、起動停止変数が確定している発電機の燃料費関数の係数及び起動費をもともとの燃料費関数および起動費よりも小さくして計算する。即ち、修正対象の発電機の発電コストが、他の発電機の発電コストよりも高く算出されるように、燃料費関数の係数及び起動費を変更して計算を行う。これにより、最適解を求める際に、修正対象の発電機の起動停止変数が“０”に収束しやすくなり、他の発電機の起動停止変数が“１”に収束し易くなる。尚、発電機の燃料コストは運転しているときにのみ発生するので、停止している発電機の燃料費は修正対象からはずしても問題は以後の最適化処理部２７での処理Ｓ１０８、Ｓ１１１の計算結果には影響しない。
【００５１】
ここで、発電機の単位時間当たりの発電コストは、単位時間当たりの発電機の出力を“Ｐ”、とすると、“ａＰ２＋ｂＰ＋ｃ”のような式で算出される。そして、上述した需要予測や燃料消費制約等を考慮した起動停止変数の最適解を求める場合は、上記式に起動停止変数“ｕ”を加えた“ａＰ２＋ｂＰ＋ｃｕ”という式を用いて、コストが最少となる解を求めることになる。図７は表示装置７に燃料費関数の二次、線形の係数ａ、ｂおよび定数項ｃと起動費を表示しおり、これらの値は、入力装置６を用いて修正可能である。ここでは未確定発電機あるいは確定発電機のどちらかを修正するトグルスイッチを用いている。既に述べたように、確定の発電機の運転を新たに停止することはできないので、本実施形態においては、未確定の発電機をできるだけ停止することが目的となる。
【００５２】
未定の発電機のうち、起動停止変数の修正対象となった発電機は、最適化処理部２７の処理Ｓ１０８の計算において、上述した式を計算して最適解を求める際に、起動停止変数が“０”に収束し易くなるように、燃料費関数の係数及び起動費（以降、係数等とする）が修正される。この修正は、図７に示すような画面においてオペレータにより予め設定された値に基づき、Ｓ１０７において実数緩和部２６によって行われる。
【００５３】
例えば、極端な設定では燃料費関数の二次あるいは線形の係数であるａまたはｂを無限大等、非常に大きい値に設定する。若しくは、運転が画定している発電機等、起動停止変数の修正対象外の発電機の出力が大きくなる、即ち、起動変数が“１”に収束するように、上記係数等をゼロに設定する。即ち、本実施形態における起動停止変数の修正方法においては、修正対象の発電機の起動停止変数が“０”に収束し、修正対象外の発電機の起動停止変数が“１”に収束するように、修正対象の発電機についての係数等と、修正対象外の発電機についての係数等とに大きな差を設ける。
【００５４】
図７に示す画面ではこれらを実現すればよく、図７の形式にこだわる必要は無い。また、図７に示している燃料費関数、起動費に対して、未確定発電機の各係数をＮ倍あるいは確定発電機の各係数を１／Ｎ倍とするために、数値Ｎを入力する画面としてもよい。このようにして設定された値は、戦略記憶領域Ｍ１０３に格納されている。
【００５５】
最適化手法選択戦略は外部記憶装置５に格納されている数理計画問題を解くための最適化プログラムであるソルバを選択するものである。ソルバとして、二次計画法、線形計画法あるいは等ラムダ法などである。選択されたソルバは主記憶装置３のソルバ記憶領域Ｍ１１１に格納される。
【００５６】
処理Ｓ１０３では初期計画読込部２４が、主記憶装置３の戦略記憶領域Ｍ１０３をもとにデータベース９に格納されている初期計画候補から初期計画を選択し、決定する。この初期計画には火力発電所の起動停止計画、火力、揚水、水力発電機の出力および発電コストなどが含まれる。この初期計画はデータベースにある候補の中から選択されて表示装置７により表示され、入力装置６により必要に応じて修正され、主記憶装置３の現在解記憶領域Ｍ１０３、最良解記憶領域Ｍ１０４および最適解記憶領域Ｍ１０５に格納される。即ち、初期計画読込部２４が、初期計画取得部として機能する。初期計画を読み込んだ段階では、計画は１つだけなので、現在解であり、最良解であり、最適解であるためである。
【００５７】
ここで、現在解、最良解、最適解について夫々説明する。現在解は、対象発電機決定部２５によって対象発電機とされている発電機について、最適化処理部２７によって計算されることにより更新される起動停止計画である。最良解は、上述したグループ内において判断される起動停止計画であり、上記更新された現在解が、その時点での最良解よりも優れている、即ち低コストである場合は、その現在解によって最良解が更新される。最適解は、夫々のグループにおける最良解が定まった後に判断される起動停止計画であり、上記更新された最良解が、その時点での最適解よりも低コストである場合は、その最良解によって最適解が更新される。
【００５８】
例えば、図８に示すグループ分けの場合、先ずは、グループ２に含まれる発電機６、７、８が順番に対象発電機とされ、最適化処理部２７によって夫々の場合の計算が実行されることにより現在解が求められ、最良解が更新される。そして、グループ２における最良解が最適解とされた上で、最適解を前提として更にグループ１について同様の計算が実行されて最適解が更新される。
【００５９】
処理Ｓ１０４の発電機グループの決定処理は対象発電機決定部２５で現在解記憶領域Ｍ１０４から初期計画である現在計画の火力起動停止計画と発電機グループに分けるときの分類戦略を戦略記憶領域Ｍ１０３から読み込み、発電機グループの分類を決定し、発電機グループ記憶領域Ｍ１０８に格納する。決定した例を表示装置７に示したものが図８である。図８に示すように、先ずはグループ２が選択される。
【００６０】
処理Ｓ１０５は次のグループを選択する処理で、対象発電機決定部２５が発電機グループ記憶領域Ｍ１０８から現在選択されているグループの発電機番号を読み込む。また、図８のグループチェック終了フラグは処理済みのグループかどうかを示すフラグであり、「１」はまだ処理済では無く、０は処理済みであることを表している。ただし、グループ０は設定した戦略から全時刻で停止している発電機は停止対象からはずすため、最初からフラグを０にセットしている。
【００６１】
グループの優先順位はグループチェック終了フラグが１となっている上の行から進める。すなわち、上位行のグループの優先順位が高い。上述したように、優先的に修正すべきはグループ２であるため、グループ２が上位行に表示されている。グループチェック終了フラグは対象となっているグループの処理が終了したかどうかを判定する処理Ｓ１１６で終了したと判定され、発電機グループ記憶領域Ｍ１０８の対象となっていたグループのグループチェック終了フラグは０にセットされる。
【００６２】
処理Ｓ１０６は対象発電機決定部２５で現在チェック中のグループの発電機を発電機グループ記憶領域Ｍ１０８から読み込み、更新フラグが１であり、発電機チェック終了フラグが１となっている発電機を起動停止変更対象として選択する。読み込んだグループの発電機は図９のような形式になっており、処理Ｓ１１３でＹｅｓ側の処理に移るとき、同一グループの中で停止することにより最良解となった発電機の更新フラグが０にセットされる。更新フラグが０である発電機は、起動停止計画を更新するための計算を繰り返し行う場合に、起動停止変更対象、即ち計算対象から除かれる。このように、本実施形態に係るＳ１０４〜Ｓ１０６において、対象発電機決定部２５が、修正対象決定部として機能する。
【００６３】
処理Ｓ１０７は実数緩和部２６が処理部Ｓ１０６で決定した起動停止変更対象発電機とその最適解記憶領域Ｍ１０６に格納されている起動停止計画および戦略記憶領域Ｍ１０３に格納されている修正する起動停止計画の範囲を決定する戦略をもとに起動停止変数を緩和する時刻と発電機を決定し、修正対象記憶領域Ｍ１０７に格納する。ここで言う「緩和」とは、本来“０”若しくは“１”のいずれかに制限されている起動停止変数が０〜１の実数となることができるように制約を変更することである。また、実数緩和部２６は、修正対象記憶領域Ｍ１０７に格納された時刻と発電機を用いて、制約条件および目的関数を設定し、目的関数・制約条件記憶領域Ｍ１１０に格納する。火力発電機の燃料費関数の二次係数ａ、線形係数ｂおよび定数項ｃと起動費は、図７の説明のように燃料費関数の係数及び起動費の修正戦略を用いて修正された値を使用する。
【００６４】
以上の制約条件を追加して、定式化し、この結果を計算する。目的関数は燃料費と起動費からなる発電コストＴＣが最小となる発電所運用計画を作成するためのコスト算出式である。発電コストＴＣは、火力発電機ｉの燃料費関数の二次係数ａｉ、線形係数ｂｉおよび定数項ｃｉと起動費ＳＵＣｉおよび火力発電機の発電機番号ｉ、時刻ｔの出力Ｐｉｔ、起動停止変数ｕｉｔを用いて以下の式（１）で表される。
0005412332.tif 000002
【００６５】
式（１）において、燃料費は“ａｉｔＰｉｔ２＋ｂｉＰｉｔ＋ｃｉｕｉｔ”というように、発電機出力Ｐｉｔの二次関数で表現しているが線形で表現する場合もある。停止している発電機出力はゼロとなるので、起動停止の運転状態ｕｉｔ（ｔは時刻）は燃料費の定数項にかけるだけでよい。また起動費は最小需要時刻Ｎの起動停止状態ｕｉｎと最大需要時刻Ｐの起動停止状態ｕｉｐを用いて表現している。式（１）は１日を対象とした数式となっているが、この１日分の式を必要な日数分加算することにより、例えば週間計画等にも使うことができる。
【００６６】
以下に代表的な制約条件式を示す。式（２）は需要と供給力が一致するという需給バランス制約である。
0005412332.tif 000003
式（２）において、第１項は火力発電機による供給力、第２項は揚水発電と揚水ポンプによる供給力（負荷）、第３項は水力、第４項は融通電力や発電事業者から購入するパターンによる供給力である。左辺は時刻ｔにおける需要である。
【００６７】
式（３）は火力発電機の出力上下限の制約式である。
0005412332.tif 000004
発電機は、運転停止しているときはｕｉｔがゼロとなるために、発電機出力はゼロとなり、運転しているときは出力下限Ｐｉ  ｍｉｎと出力上限Ｐｉ  ｍａｘの間となる。また、起動停止状態ｕｉｔが０から１のときはその値に応じて出力上下限が変化する。
【００６８】
式（４）は運転予備力の制約条件を示している。
0005412332.tif 000005
運転予備力とは、需要予測誤差あるいは供給力の単一事故が発生したときでも、停電が発生しないように予想需要より多めに最大供給力を確保しておくものであり、式（４）においてＲｔで示されている。火力発電機による出力増加可能分を予備力としている。この出力増加可能分は起動停止状態により変化する。停止しているときは出力上限はゼロで出力もゼロとなるために、出力増加可能分もゼロとなる。
【００６９】
式（５）は下げ余力の制約条件を示している。
0005412332.tif 000006
式（５）のＱｔで示されるように、火力発電機の出力からその発電機の最小出力を差し引いた値がその発電機の下げ余力である。
【００７０】
現状でも実際の需要が需要予測値より小さくなったとき、可変供給力である火力の出力を抑制、揚水ポンプあるいは水力の出力の抑制などにより需給バランスをとる必要がある。ここでは、火力のみを対象として、下げ余力を確保するものとしているが、揚水ポンプ、水力出力の抑制分を考慮しても良い。将来的には大量の風力発電、太陽光発電が導入される政府の方針が掲げられている。これらの供給力は事前に予測した値と大きく外れる可能性があり、予測した供給力よりも出力が非常に大きくなった場合に下げ余力を十分確保することが重要になってくる。また、発電に伴うＣＯ２排出量がゼロである原子力比率が増大することによっても同様な状況となる。
【００７１】
式（６）は起動停止状態の時間変化の制約の例を示したものであり、時間による需要の変化を用いたときの例である。
0005412332.tif 000007
【００７２】
火力発電機には最小連続運転時間、最小連続停止時間の制約があり、これは式（６）の２番目の式で表している。これは、一度運転（起動）したら、最低限何時間かは連続で運転する、あるいは一度停止したら最低限何時間か連続して停止する必要があるというものである。この制約条件は最小需要時刻Ｎを中心として需要の小さい連続した時間数（ｍｄｔ）は起動停止変数が変化しないことを定める。同様に、最大需要時刻Ｐを中心として需要の大きい連続した時間数（ｍｕｔ）は起動停止変数が変化しないことを定める。
【００７３】
火力発電機はボイラ等の熱ストレスを考えると１時間毎に起動と停止を繰り返す運転をすることはできない。あるいはこのような運転をしたときは起動費が必要となるため、非常に発電コストがかかることになる。火力発電機の起動停止計画を例えば１時間毎に独立して計画すると計画の時間的連続性を考慮することができない。このため、起動停止状態の変化制約を設定する。
【００７４】
例えば、図５の需要データで１時から５時に向かって需要は減少し、５時から１７時に向かって増加、その後２４時に向かって減少している。このような周期性が電力需要にはある。ここで、起動停止計画の時間連続性を持たせるために、火力発電機の出力の時間変化を前記で述べた周期性と同様にする方法が考えられる。
【００７５】
しかし、８時から１０時にかけての需要が急増するため、この時間帯に何台かの火力発電機を起動させるため、運転台数が増加して、連続的に運転していた発電機の出力が減少することがある。このときは、需要が増加しているのに発電機出力が減少することになり、時間の連続性を考慮するために発電機出力を用いることはできない。そこで、発電機の起動停止変数に着目すると、先ほど述べたように、８時から１０時にかけての需要が急増するときは、この時間帯に何台かの火力発電機を起動させ、連続運転していた発電機の起動停止変数は運転のままである。
【００７６】
同様に需要が減少するときも同じである。すなわち、需要の変化とともに発電機の起動停止変数を変化させることにより、時間的な連続性を考慮することが可能となる。ここで、１３時の昼休みによる一時的な需要の減少や春秋の１８時ごろに発生する一時的な点灯ピークにより起動停止を回避するために、１日の需要の最小需要時刻Ｎから最大需要時刻Ｐに向かっては、起動停止状態は減少しない（増加あるいは同じ）とする制約を式（６）の１番目の式として表現し、１時から最小時刻Ｎまでと最大需要時刻Ｐから２４時に向かって起動停止変数は増加しないとする制約を式（６）の３番目の式で表している。
【００７７】
起動停止状態として最終的にとりうるのは、運転状態の「１」と停止状態の「０」であるが、ここでは連続値として扱い、０から１の間の実数値としているため、起動停止状態が減少しないとは０から１だけでなく、０．３から０．５等も含むことになる。
【００７８】
需要増加時間帯ＵＰＴでは起動停止状態は減少しない、最小時刻Ｎを中心として最小連続時間は起動停止状態は変化しない、最大時刻Ｐを中心として最小連続運転時間は起動停止状態は変化しない、および需要減少時間帯ＤＮＴでは起動停止状態は増加しない、という制約である。尚、式（６）の制約を適用することにより、式（１）の２項目によって誤りなく起動費の算出を行うことができる。
【００７９】
式（７）は燃料消費制約式を示したものである。ＬＮＧ燃料はＬＮＧ船の入港によりＬＮＧタンクにＬＮＧを移すが、このときＬＮＧタンクに空き容量がないとＬＮＧ船から移せない。また、ＬＮＧタンクが空になってしまうとＬＮＧ火力発電機は発電できなくなってしまう。このため、ＬＮＧ燃料は計画的に消費することが必要になり、燃料消費量の上下限制約が必要になる。
0005412332.tif 000008
【００８０】
“ＦＬｍｉｎ”は、対象燃料を使用している全発電機の計画対象期間中の出力の下限、“ＦＬｍａｘ”は、対象燃料を使用している全発電機の計画対象期間中の出力の上限であり、“ＦＬ”は対象燃料を使用している全ての火力発電機の計画対象期間中の出力の算出値、即ち、式（１）におけるＰｉｔの合計である。尚、上記対象期間とは、例えば、図５、図６に示すような２４時間である。従って、上記“ＦＬ”の値は、“Ｐｉ”を対象期間について積分した値である。
【００８１】
ここで、図１９、図２０は、１つのエリアにおける複数の発電機を考慮する場合、即ち、異なるエリア間における送電線の潮流制約を考慮しない場合を示す図である。図１９に示すように、潮流制約を考慮しない場合で、且つ燃料消費制約としてＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）を考える場合、修正対象外の発電機については、図２０に示すように、複数のＬＮＧ火力発電機ＬＮＧ２０１及びＬＮＧ２０２を１つの集約した火力発電機ＬＮＧ２００に置き換えて考えることができる。
【００８２】
この場合、式（３）によって示される個々の火力発電機の出力上限及び出力下限の夫々の合計値を、火力発電機ＬＮＧ２００として置換した火力発電機の出力上限及び出力下限として用いる。原則として、式（１）における変数“ｉ”は、全発電機の数であり、式（１）を計算する場合は、全発電機について“ａｉｔＰｉｔ２＋ｂｉＰｉｔ＋ｃｉｕｉｔ”の値を計算する必要がある。これに対して、上述したように複数の発電機を集約することにより、変数“ｉ”の数を減らすことができ、計算処理の負荷を低減することができる。
【００８３】
また、図２１、図２２は、複数のエリアにおける複数の発電機を考慮する場合、即ち、異なるエリア間における送電線の潮流制約を考慮する場合を示す図である。図２１に示すように、潮流制約を考慮する場合で、且つ燃料消費制約としてＬＮＧを考える場合、修正対象外の発電機であるＬＮＧ２０１、ＬＮＧ２０２、ＬＮＧ３０１、ＬＮＧ３０２については、図２２に示すように、夫々のエリアごとに集約した発電機ＬＮＧ２００、ＬＮＧ３００に置き換えて考えることもできる。この場合も、図１９、図２０の場合と同様に、変数の数を減らして計算処理の負荷を低減することができる。
【００８４】
式（８）は潮流制約式を示したものである。エリアを結ぶ送電線には流せる電力の上下限が決まっている。電力潮流は向きがあるので、下限制約も必要となる。
0005412332.tif 000009
ＰＦｉ  ｍｉｎは送電線ｉの潮流下限値、ＰＦｉ  ｍａｘは送電線ｉの潮流上限値であり、ＰＦｉは送電線ｉの潮流値である。
【００８５】
式（９）は揚水池あるいは水力のダム水位の上下限制約を示したものである。水位の時間変化は流入量および流出量から計算されるが、ここではこの式を記述していない。
0005412332.tif 000010
ＷＬｉ  ｍｉｎは揚水池あるいはダムｉの水位の下限、ＷＬｉ  ｍａｘは揚水池あるいはダムｉの水位の上限、ＷＬｉｔは揚水池あるいはダムｉの水位である。 
【００８６】
式（１０）は火力発電機の起動停止変数の上下限制約である。
0005412332.tif 000011
ｕｉ  ｍｉｎは、火力発電機ｉの起動停止変数の下限、ｕｉ  ｍａｘは火力発電機ｉの起動停止変数の上限、ｕｉｔは火力発電機ｉの起動停止変数である。起動が確定している発電機のｕｉ  ｍｉｎおよびｕｉ  ｍａｘは１、停止が確定している発電機のｕｉ  ｍｉｎおよびｕｉ  ｍａｘは０である。未確定の発電機のｕｉ  ｍｉｎは０でｕｉ  ｍａｘは１である。
【００８７】
また、起動停止変数で起動が確定しているｕｉｔは１、停止が確定しているｕｉｔは０とすることにより、式（１）、式（３）、式（４）、式（５）、式（６）および式（１０）の変数を削減することにより、最適化処理部２７で数理計画法による最適化計算の処理Ｓ１０８と処理Ｓ１１０を高速化することができる。
【００８８】
処理Ｓ１０８は数理計画法による最適化計算処理であり、最適化処理部２７によって処理される。Ｓ１０８において、最適化処理部２７は、上記式（１）〜式（１０）のような目的関数と制約条件を目的関数・制約条件記憶領域Ｍ１１０から読み出して、これらをソルバ記憶領域Ｍ１１１から読み出した数理計画法の最適化プログラムに入力して、最適化計算を実行する。最適化計算とは、上記夫々の制約が満たされ、且つ算出されるコストＴＣが最少となる“Ｐｉ”及び“ｕｉ”の値を求めることである。
【００８９】
上述したように、Ｓ１０８の計算においては、修正対象の発電機の起動停止変数ｕｉが“０”に収束し易く、対象外の発電機の起動停止変数ｕｉが“１”に収束し易いように各係数が変更されている。これにより、Ｓ１０８の計算においては、修正対象の発電機の起動停止変数ｕｉが可能な限り“０”に収束し、他の発電機の出力が出力上限に近付くような起動停止変数ｕｉが夫々選ばれる。そして、最適化処理部２７は、最適化計算の結果得られた発電所運用計画を現在解記憶領域Ｍ１０４に格納するとともに、計算結果出力部３２により計算結果を表示装置７に出力する。緩和された発電所運用計画の起動停止変数の出力装置７に表示された画面出力の例を図１１に示す。
【００９０】
図１０では発電機７は９時から２２時までを実数変数に緩和されているが、図１１の結果では９時および１７時から２２時までは停止０となっており、１０時から１６時までが０より大きい値となっている。即ち、初期計画において発電機７は、９時から２２時までは運転／停止が確定していなかったが、Ｓ１０８の計算により、９時及び１７時から２２時までは起動停止変数ｕｉが“０”に収束し、装置を停止可能であることが判明した。
【００９１】
処理Ｓ１０９は火力発電機の起動停止数決定処理であり、起動停止決定部２８で実行される。起動停止実行部２８は現在解記憶領域Ｍ１０４から起動停止変数を読み出して、０より大きい起動停止変数を１に置き換え、その結果を現在解記憶領域Ｍ１０４に格納する。この結果、図１１の起動停止変数は図１２に示すように１０時から１６時までが運転を示す“１”となっている。即ち、本実施形態においては、実数緩和部２６、最適化処理部２７及び起動停止決定部２８が、起動状態算出部として機能する。
【００９２】
Ｓ１０９の処理が完了すると、発電機特性記憶領域Ｍ１０１、制約条件記憶領域Ｍ１０２および現在解記憶領域Ｍ１０４の起動停止変数をもとに、目的関数、制約条件の式を作成し、目的関数・制約条件記憶領域Ｍ１１０に格納する。
【００９３】
処理Ｓ１１０は処理Ｓ１０８と同様の処理であり最適化処理部２７が実行する。但し、Ｓ１１０においては、Ｓ１０８の結果に基づいて正式な発電コストを算出するため、燃料費関数の係数及び起動費は、図７において修正した値ではなく本来の値が用いられる。また、上述したように、現在解記憶領域Ｍ１０４には、Ｓ１０８及びＳ１０９の処理によって更新された起動停止変数が記憶されているため、Ｓ１１０の処理においては、更新後の起動停止変数が用いられた上で、発電コストが算出される。即ち、Ｓ１１０において、最適化処理部２７が、発電コスト算出部として機能する。
【００９４】
更に、Ｓ１１０においては、正式な発電コストを算出することが目的であるため、図１９乃至図２２において説明した、複数の修正対象外の発電機を集約して計算の処理負荷を低減する手法は用いることができない。算出された発電コストは、現在解記憶領域Ｍ１０４に記憶される。
【００９５】
処理Ｓ１１１は最良解チェック部３０が実行する。最良解チェック部３０は現在解記憶領域Ｍ１０４の発電コストを読み込み、最良計画記憶領域Ｍ１０５の発電コストを読み込み、現在解の発電コストと最良計画の発電コストを比較して、現在解の発電コストの方が安ければ処理Ｓ１１２に進み、そうでなければ処理Ｓ１１３に進む。ここで、発電機グループ記憶領域Ｍ１０８に格納されている起動停止変更対象とした発電機の発電機チェック終了フラグを０にする。
【００９６】
処理Ｓ１１２は最良解チェック部３０が実行する。最良解チェック部３０は現在解記憶領域Ｍ１０４の発電所運用計画を最良解記憶領域Ｍ１０５に格納する。最良計画となったときに修正した発電機番号も格納する。
【００９７】
処理Ｓ１１３は最良解チェック部３０が実行する。最良解チェック部３０は発電機グループ記憶領域Ｍ１０８の現在チェック中のグループ発電機の発電機チェック終了フラグを読み込んで、発電機チェック終了フラグが現在対象の発電機だけが１であるならば、候補全てチェックと判定して処理Ｓ１１４に進み、そうでなければ現在対象の発電機の発電機チェック終了フラグを０に設定する。
【００９８】
処理Ｓ１１４は最適解チェック部３１が実行する。最適解チェック部３１は最良解記憶領域Ｍ１０４の発電コストを読み込み、最適計画記憶領域Ｍ１０５の発電コストを読み込み、最良解の発電コストと最適計画の発電コストを比較して、最良解の発電コストの方が安ければ処理Ｓ１１５に進み、そうでなければ処理Ｓ１１６に進む。ここで、処理Ｓ１１５に進む場合は、最良解記憶領域Ｍ１０４の最良計画となったときの発電機番号の発電機グループ記憶領域Ｍ１０８の更新フラグを０に設定する。
【００９９】
処理Ｓ１１５は最適解チェック部３１が実行する。最適解チェック部３１は最良解記憶領域Ｍ１０４の発電所運用計画を最良解記憶領域Ｍ１０５に格納する。即ち、Ｓ１１１、Ｓ１１２、Ｓ１１４及びＳ１１５において、最良解チェック部３０及び最適解チェック部３１が、起動計画更新部として機能する。処理Ｓ１１６は最適解チェック部３１が実行する。最適解チェック部３１は発電機グループ記憶領域Ｍ１０８を読み出して、現在のグループ以外にグループチェック終了フラグが１のものがあるか判定して、無ければ処理Ｓ１１７に進み、そうでなければ、現在のグループのグループチェック終了フラグを０に設定する。
【０１００】
処理Ｓ１１７は最適計画を出力する処理で、出力結果出力部３２で実行する。出力計算結果出力部３２は最適解記憶領域Ｍ１０６から最適な運用計画を読み出して、起動停止計画、発電コスト、あるいは各発電機の出力などを表示装置７に出力する。また、これまでに計算結果として、図１３は各グループで修正した発電機の起動停止計画を修正したときの発電コストを表示する画面である。図１４は最適解が更新されるごと（繰り返し回数）の発電コストの推移を示したものである。図１５は最適運用計画あるいは処理Ｓ１１０で作成された運用計画に対して、制約条件の上限または下限となっている制約とその値を示したものであり、どの制約が厳しいかを確認するためのものである。
【０１０１】
上記本発明の実施例によれば、１つの時刻で高々１つの発電機の起動停止変数を実数に緩和して、緩和した時刻の発電機の燃料費関数、起動費をもともとの値以上に設定するかあるいは起動停止が確定している発電機の燃料費関数、起動費をもともとの値以下に設定し、二次計画法あるいは線形計画法により最適な起動停止計画を作成し、未確定の起動停止変数の最適値が０より大きい場合は起動１、そうでなければ停止０に確定することで最適な起動停止計画を作成する。得られた最適な起動停止計画に対して、上記と同様の起動停止変数の緩和と確定を繰り返すことにより、全ての制約条件を満足し、発電コストが最小となる発電商用計画を作成することができる。
【０１０２】
尚、実施形態においては、図７において説明したように、予め手動で係数等の修正値を入力しておく場合を例として説明した。この他、Ｓ１０７において対象発電機の係数を自動的に整数倍する態様や、対象外発電機の係数を自動的にゼロとする態様も可能である。
【０１０３】
また、上記実施形態において、グループ２を修正対象として計算をした結果、発電機番号が“７”の発電機において最適解が得られた場合、“７”の発電機の起動停止変数を所定の時間において“０”とした起動停止計画が最適解として用いられる。ここで、その後すぐにグループ１を対象とするのではなく、“７”の発電機の発電機チェック終了フラグを“０”とした上で、グループ２を再度修正対象として同様の処理を繰り返すことにより、“６”及び“８”の発電機を更に停止することができないか確認することが好ましい。このような態様は、Ｓ１１５における、発電機チェック終了フラグ及びグループチェック終了フラグの更新処理により、実現可能である。
【符号の説明】
【０１０４】
１  発電所運用計画作成装置、
２  ＣＰＵ、
３  主記憶装置、
４  入力装置、
５  外部記憶装置、
６  入力装置、
７  表示装置、
８  印字装置、
９  データベース、
１０  読取装置、
１１  電力システム、
１２  電力系統、
２０  計算処理部、
２１  コントロール部、
２２  計画作成データ読込部、
２３  計画作成戦略設定部、
２４  初期計画読込部、
２５  対象発電機決定部、
２６  実数緩和部、
２７  最適化処理部、
２８  起動停止決定部、
３０  最良解チェック部、
３１  最適解チェック部、
３２  計算結果出力部
【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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