(57)【要約】【課題】電気事業者が最小の負担で代替燃料を安定的に使用できるようにする発電コスト最適化方法および発電コスト最適化装置を提供する。【解決手段】燃料情報管理事業者９３の発電コスト最適化装置１４は、燃料供給事業者９１から供給され電気事業者９２の発電設備で目標発電出力を得る燃料として、ＣＯ２排出権の取引を考慮し、化石燃料にＤＭＥなどの代替燃料を混合した場合の燃料コストを演算し、燃料コストが化石燃料のみの場合よりも低くなる代替燃料の混合割合を定め、その混合割合で運転する運転計画を作成し、電気事業者９２に送信する。また、化石燃料のみの場合の燃料コストと化石燃料に代替燃料を混合した場合の燃料コストとの差に所定係数を掛けた価格を電気事業者９２が受けたメリットに対するサービス対価として請求する。電気事業者９２は、最小の負担で代替燃料を使用できる。【選択図】        図１
2004246804.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
代替燃料の混合比を仮定して少なくとも化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格に基づき目標発電出力を得るための燃料コストを演算し、
化石燃料のみの場合の燃料コストを演算し、
代替燃料を混合した場合の前記燃料コストが、前記化石燃料のみの燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の混合割合を決定する発電コスト最適化方法。
【請求項２】
請求項１に記載の発電コスト最適化方法において、
前記代替燃料の混合比を仮定して燃料コストを演算する手順が、
化石燃料と代替燃料との当初混合比を定めた第０次合成燃料投入計画を作成し、
前記化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格に基づき燃料コストを計算し、
燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、
未だ到達していなければ、第ｎ次合成燃料投入計画を修正して第ｎ＋１次合成燃料投入計画を作成し、
前記演算手段に再入力し、
最適コストに達したら当該燃料コストに対応する運転計画を出力する
ことを特徴とする発電コスト最適化方法。
【請求項３】
請求項１または２に記載の発電コスト最適化方法において、
前記代替燃料の混合比を仮定して燃料コストを演算する手順が、
ＣＯ２排出権購入の場合、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価＋
化石燃料使用量×化石燃料単価＋
排出権取引量×排出権取引単価
ＣＯ２排出権販売の場合
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価＋化石燃料使用量×
化石燃料単価−排出権取引量×排出権取引単価
を演算する
ことを特徴とする発電コスト最適化方法。
【請求項４】
少なくとも化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格を記憶する燃料価格データベースと、
化石燃料と代替燃料との当初混合比を定めた第０次合成燃料投入計画を作成する計画手段と、
前記燃料価格データベースの燃料価格などの価格に基づき燃料コストを計算する演算手段と、
燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、未だ到達していなければ、第ｎ次合成燃料投入計画を修正して第ｎ＋１次合成燃料投入計画を作成し、前記演算手段に再入力し、最適コストに達したら当該燃料コストに対応する運転計画を出力する評価手段とからなる
発電コスト最適化装置。
【請求項５】
請求項４に記載の発電コスト最適化装置において、
前記演算装置は、ＣＯ２排出権購入の場合、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価
＋化石燃料使用量×化石燃料単価
＋排出権取引量×排出権取引単価
を演算し、ＣＯ２排出権販売の場合は、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価
＋化石燃料使用量×化石燃料単価
−排出権取引量×排出権取引単価
を演算する手段を含むことを特徴とする発電コスト最適化装置。
【請求項６】
請求項４または５に記載の発電コスト最適化装置において、
前記演算装置は、代替燃料の投入による発電プラントの効率変化に基づく変数をＡ１として、
燃料使用量＝Ａ１×代替燃料使用量＋化石燃料使用量
を演算する手段を含むことを特徴とする発電コスト最適化装置。
【請求項７】
請求項４ないし６のいずれか一項に記載の発電コスト最適化装置において、
前記演算装置は、燃料使用量の１００％を化石燃料とした場合の化石燃料使用量を基本燃料使用量とし、プラントの特性に依存する比例定数をＫ２として、
基本排出量＝Ｋ２×基本燃料使用量
を演算し、プラントの特性に依存する比例定数をＫ３として、
有害物質排出量削減分＝Ｋ３×代替燃料使用量
を演算し、
有害物質実排出量＝基本排出量―排出量削減分
を演算する手段を含むことを特徴とする発電コスト最適化装置。
【請求項８】
請求項４ないし７のいずれか一項に記載の発電コスト最適化装置において、
前記演算装置は、無償で配布されたＣＯ２排出権により許容された有害物質の排出量を排出権配布分として、実排出量＞排出権配布分のときは、
排出権購入量＝（実排出量―排出権配布分）
実排出量≦排出権配布分のときは、
排出権購入量＝０
を演算する手段を含むことを特徴とする発電コスト最適化装置。
【請求項９】
化石燃料および代替燃料を販売する燃料供給事業者と、化石燃料および代替燃料を使用して発電し得られた電力を販売する電気事業者と、燃料情報管理事業者とからなる発電事業支援システムにおいて、
前記燃料情報管理事業者が、前記燃料供給事業者から得られた少なくとも化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格を記憶する燃料価格データベースと、化石燃料と代替燃料との当初混合比を定めた第０次合成燃料投入計画を作成する計画手段と、前記燃料価格データベースの燃料価格などの価格に基づき燃料コストを計算する演算手段と、燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、未だ到達していなければ、第ｎ次合成燃料投入計画を修正して第ｎ＋１次合成燃料投入計画を作成し、前記演算手段に再入力し、最適コストに達したら当該燃料コストに対応する運転計画を出力する発電コスト最適化装置を含み、前記電気事業者に前記運転計画を受け渡し、上記混合比で運転するために必要な量の代替燃料を前記燃料供給事業者に発注し、
前記燃料供給事業者が、発注された代替燃料を前記電気事業者に納入し、
前記電気事業者が、受け渡された前記運転計画で発電し、燃料コスト削減分に予め定めた係数を掛けた価格を燃料代低減メリット料として前記燃料情報管理事業者に支払うことを特徴とする発電事業支援システム。
【請求項１０】
請求項９に記載の発電事業支援システムにおいて、
前記燃料情報管理事業者の発電コスト最適化装置が、少なくとも化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格を記憶する燃料価格データベースと、化石燃料と代替燃料との当初混合比を定めた第０次合成燃料投入計画を作成する計画手段と、前記燃料価格データベースの燃料価格などの価格に基づき燃料コストを計算する演算手段と、燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、未だ到達していなければ、第ｎ次合成燃料投入計画を修正して第ｎ＋１次合成燃料投入計画を作成し、前記演算手段に再入力し、最適コストに達したら当該燃料コストに対応する運転計画を出力する評価手段とからなることを特徴とする発電事業支援システム。
【請求項１１】
請求項９または１０に記載の発電事業支援システムにおいて、
前記発電コスト最適化装置は、ＣＯ２排出権購入の場合、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価
＋化石燃料使用量×化石燃料単価
＋排出権取引量×排出権取引単価
を演算し、ＣＯ２排出権販売の場合は、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価
＋化石燃料使用量×化石燃料単価
−排出権取引量×排出権取引単価
を演算する手段を含むことを特徴とする発電コスト最適化装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、化石燃料を使用して電力を供給する電気事業者の発電事業支援システムに係り、特に、化石燃料の代替燃料を利用して発電コストを下げるとともに、環境への有害物質排出量を削減するための発電コスト最適化方法および発電コスト最適化装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
炭素量が相対的に多い石炭・重油・軽油などの化石燃料は、従来から発電用燃料として使用されている。
【０００３】
従来の発電設備は、化石燃料を燃焼させる際に発生するＣＯ２を削減するため、非化石エネルギーなどの代替燃料の利用を拡大していた。
【０００４】
また、ＣＯ２については、ＣＯ２排出権の取引方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。ＣＯ２排出権の売買は、インターネット上でなされる。ＣＯ２排出権の売買価格は、ＣＯ２排出権取引センタが決定するか、需給の実情に応じて変動相場制により決定される。
【０００５】
この従来方法においては、エンティティ（国，地方自治体，企業，商店，各家庭など）での実際のＣＯ２の排出量が、取得しているＣＯ２排出権に応じた排出量より多い場合に、ＣＯ２排出権取引センタが、その超過分に見合ったＣＯ２排出権を取得するように、そのエンティティに指示を送る。逆に、エンティティが太陽光などにより発電をした場合、ＣＯ２排出権取引センタが、その発電量に応じたＣＯ２排出権をそのエンティティに付与する。
【０００６】
しかし、発電設備などにおけるコスト最適化の具体的計算方法やＣＯ２の排出量を制御する装置などについては記載が無い。
【０００７】
【特許文献１】
特開２００１−３０６８３９号公報（第５〜７頁，図３〜図９）
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
発電設備から排出されるＣＯ２を効果的に削減するには、炭素量が相対的に少ないガス類およびこのガスから生成される液化天然ガス  ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  ｎａｔｕｒａｌ  ｇａｓＬＮＧ，ジメチルエーテル  ｄｉｍｅｔｈｙｌ  ｅｔｈｅｒ  ＤＭＥなどのクリーンな代替燃料を化石燃料に混合することが有望である。すなわち、地球環境の保全を推進するには、化石燃料の使用を削減し、クリーンな代替燃料の混合比率を増加させることが望ましい。
【０００９】
しかし、電気事業者が、化石燃料を使用している発電設備にこれら代替燃料を混合した場合、化石燃料のみを使用し続ける場合と比べて、コスト負担増となる可能性がある。現状では、代替燃料の需要が少なく、代替燃料の価格は不安定である。代替燃料は、従来の化石燃料よりも低価格で供給されることもあるし、高価格で供給されることもある。このように、電気事業者にとって、代替燃料を混合使用することは、環境面でメリットがある一方で、燃料コストが不安定であり、代替燃料の使用開始に踏み切るには決断が必要である。
【００１０】
本発明の目的は、電気事業者が最小の負担で代替燃料を安定的に使用できるようにする発電コスト最適化方法および発電コスト最適化装置並びに発電事業支援システムを提供することである。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明は、上記目的を達成するために、代替燃料の混合比を仮定して少なくとも化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格に基づき目標発電出力を得るための燃料コストを演算し、化石燃料のみの場合の燃料コストを演算し、代替燃料を混合した場合の前記燃料コストが、前記化石燃料のみの燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の混合割合を決定する発電コスト最適化方法，発電コスト最適化装置，発電事業支援システムを提案する。
【００１２】
前記代替燃料の混合比を仮定して燃料コストを演算する手順は、化石燃料と代替燃料との当初混合比を定めた第０次合成燃料投入計画を作成し、前記化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，取引きされるＣＯ２排出権価格に基づき燃料コストを計算し、燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、未だ到達していなければ、第ｎ次合成燃料投入計画を修正して第ｎ＋１次合成燃料投入計画を作成し、前記演算手段に再入力し、最適コストに達したら当該燃料コストに対応する運転計画を出力する。
【００１３】
前記代替燃料の混合比を仮定して燃料コストを演算する手順は、
ＣＯ２排出権購入の場合、
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価＋
化石燃料使用量×化石燃料単価＋
排出権取引量×排出権取引単価
ＣＯ２排出権販売の場合
燃料コスト＝代替燃料使用量×代替燃料単価＋化石燃料使用量×
化石燃料単価−排出権取引量×排出権取引単価
を演算する。
【００１４】
【発明の実施の形態】
次に、図１〜図１０を参照して、本発明による発電コスト最適化方法および発電コスト最適化装置の実施形態を説明する。
【００１５】
【実施形態１】
図１は、本発明による発電コスト最適化装置を含む発電事業支援システムの系統構成を示すブロック図である。
【００１６】
本実施形態の発電事業支援システムは、燃料供給事業者９１と、電気事業者９２と、燃料情報管理事業者９３とを含んでいる。燃料供給事業者９１，電気事業者９２，燃料情報管理事業者９３は、通信制御装置２１３，通信制御装置２１０，通信制御装置２１１およびネットワークにより、相互に接続されている。市場の活性化と代替燃料の安定供給のためには、燃料供給事業者９１，電気事業者９２，燃料情報管理事業者９３が、それぞれ複数存在してもよい。
【００１７】
燃料供給事業者９１は、化石燃料とこの化石燃料を代替するＤＭＥなどの代替燃料とを販売する事業者である。
【００１８】
電気事業者９２は、化石燃料および代替燃料を使用して発電し、得られた電力を販売する事業者である。
【００１９】
電気事業者９２の発電設備は、ボイラ装置１３０を含む発電装置と、化石燃料調整手段１１２と、化石燃料調整手段１１２からボイラ１３０に供給する化石燃料の量を調整する供給量調整装置１１３と、代替燃料調整手段１２１と、ボイラ装置１３０に供給する代替燃料の量を調整する供給量調整装置１２２と、ボイラ１３０に供給する空気量１０１を調整する供給量調整装置１６１と、ボイラ装置１３０の排ガスにおけるＣＯ２，ＮＯｘ濃度を測定する排ガスセンサ３４と、排ガスにアンモニアを供給してＮＯｘをＮ２に還元する脱硝装置２０２と、脱硝後の排ガスを排出する煙突１５５とを備えている。
【００２０】
電気事業者９２の発電設備は、運転条件，ＣＯ２目標値，発電指令を出力する発電指令手段４５と、供給量調整装置１１３，供給量調整装置１２２，供給量調整装置１６１，ボイラ装置１３０を制御する運転制御装置３３と、通信制御装置２１０と、ガイダンス装置８８とを備えている。
【００２１】
燃料情報管理事業者９３は、通信制御装置２１１と、異常診断装置２１２と、ガイダンス装置８８と、本発明による発電コスト最適化装置１４とを備えている。
【００２２】
燃料情報管理事業者９３の発電コスト最適化装置１４は、燃料供給事業者９１から、化石燃料および代替燃料の価格，在庫量，納期，組成，発熱量などのデータを受け取る。
【００２３】
発電コスト最適化装置１４は、電気事業者９２から、ボイラ装置１３０の燃焼温度などの運転データ，排ガスセンサ３４が検出したＣＯ２，ＮＯｘ濃度データ，発電指令手段４５から出力された目標発電出力を受け取る。
【００２４】
図２は、電気事業者９２の発電プラント機器の系統構成を示す図である。
【００２５】
燃料供給事業者９１から納品された化石燃料である石炭１０２は、化石燃料調整手段１１２に貯蔵され、石炭粉砕装置１１４に供給される。微粉砕された石炭は、石炭ボイラ装置のバーナ１３１に搬送される。
【００２６】
一方、代替燃料１０５は、代替燃料調整手段（貯蔵タンク）１２１からポンプ１６３により押し出される。代替燃料１０５の混合量は、石炭供給量に対して質量比で０〜５０％の範囲である。混合された代替燃料は、微粉炭１０２とともにボイラ１３０のバーナ１３１に供給される。代替燃料１０５の混合方法には、供給する代替燃料１０５の形態に応じて、ガス供給方式，液噴霧方式，固体供給方式などを採用する。
【００２７】
微粉炭１０２とともにバーナ１３１に供給された代替燃料１０５は、石炭１０２の燃焼により燃焼ガス温度が上昇するに従って分解し、ヒドロペルオキシラジカルｈｙｄｒｏｐｅｒｏｘｙｒａｄｉｃａｌＨＯＯ・を生成する。ヒドロペルオキシラジカルＨＯＯ・は、燃焼により生成したＮＯをＮＯ２に酸化する。ＮＯ２は、ＮＯに比べて活性であり、ガス中に共存する炭化水素類，ＣＯ，Ｈ２，シアンＨＣＮ，アンモニアＮＨ３，これらに関連する化合物またはラジカル類によって、Ｎ２に還元される。
【００２８】
代替燃料としてＤＭＥを混合した場合、生成したアルキルラジカルａｌｋｙｌｒａｄｉｃａｌＣＨ３ＯＣＨ２・が、ＮＯ２の還元に寄与する。
【００２９】
石炭ボイラ装置１３０の側壁は、水冷管で構成された水冷壁構造となっており、石炭燃焼熱は、水冷管内部を流れる水または蒸気に吸収される。
【００３０】
排ガスセンサ３４は、石灰ボイラ装置１３０から出る排ガス１０７中のＣＯ２などの濃度を検出する。
【００３１】
排ガスの中のダストは、集塵装置１５１により除去され、ＮＯｘは、脱硝装置２０２により除去される。具体的には、アンモニア供給手段１５４から供給されたアンモニアを脱硝塔１５３に噴霧し、排ガス中のＮＯｘをアンモニアと反応させて還元し、Ｎ２にする。脱硝処理後の排ガスは、煙突１５５から大気に放出する。
【００３２】
化石燃料調整手段１１２および代替燃料調整手段１２１には、それぞれ消費量を検出するセンサが配置されている。脱硝装置２０２のアンモニア供給手段１５４には、アンモニア消費量を検出するセンサが配置されている。
【００３３】
これら各センサの出力は、運転制御装置３３から、燃料情報管理事業者９３の発電コスト最適化装置１４に出力される。
【００３４】
図３は、燃料情報管理事業者９３内の発電コスト最適化装置１４の構成の一例を示すブロック図である。
【００３５】
発電コスト最適化装置１４は、価格データベースＤＢ２０と、計画手段３０と、演算手段４０と、評価手段５０とからなる。価格ＤＢ２０は、化石燃料価格ＤＢ２１と、代替燃料価格ＤＢ２２と、電力価格ＤＢ２３と、ＣＯ２排出権価格ＤＢ２４とを含んでいる。
【００３６】
計画手段３０は、第０次すなわち当初合成燃料投入計画を作成する。この当初合成燃料投入計画は、他の発電プラントなどにおけるこれまでの実績値を参照して、期間や量が修正可能なパラメータを発電プラントの運転中の所定期間は所定値に設定し、比例係数が修正可能なパラメータを負荷変化率に比例した所定量に設定する。
【００３７】
本発明の発電コスト最適化方法においては、化石燃料および代替燃料の単価を使用し、目標発電出力を得るための燃料として、化石燃料に代替燃料を混合して使用した場合の燃料コストを演算し、ＣＯ２排出権の取引を考慮し、化石燃料のみを燃料として使用した場合の燃料コストよりもその燃料コストが低くなる代替燃料の投入割合を決定する。
【００３８】
電気事業者９２が、燃料として化石燃料のみを使用した場合の燃料コストと、化石燃料に代替燃料を前記投入割合で投入した場合の燃料コストとを算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けたコストを算出する。
【００３９】
これらの計算の際、発電コスト最適化装置１４は、実測値に基づいて、使用燃料および空気量に対応して決定されるＣＯ２排出量を求めるプラントの特性式をキャリブレートしておく。
【００４０】
すなわち、演算手段４０は、燃料価格などのデータに基づき、燃料コストを最小化する計算を実行する。演算手段４０およびその処理手順は、実測値に基づいて予めキャリブレートしてあり、既設プラント１年分の運用実績データまたは想定データを参照して、消費するＣＯ２排出権，燃料使用量，売電量に基づき、コストを算出する。
【００４１】
演算手段４０は、計画手段３０から第０次合成燃料投入計画を入力し、価格ＤＢ２０から化石燃料価格２１，代替燃料価格２２，電力価格２３，ＣＯ２排出権価格２４を取り込む。演算手段４０は、設定された各パラメータ情報，化石燃料価格２１，代替燃料価格２２，電力価格２３，ＣＯ２排出権価格２４と、化石燃料使用量，代替燃料使用量，売電量の各データとに基づいて、燃料コストを算出する。
【００４２】
演算手段４０は、現在の化石燃料単価，代替燃料単価などの基本的なパラメータの他に、化石燃料利用割引数，代替燃料利用割引数，代替燃料変換係数などを用いてもよい。代替燃料変換係数は、代替燃料変換係数＝化石燃料発熱量／代替燃料発熱量で示される係数であり、燃料供給事業者９１が、販売する化石燃料の発熱量と代替燃料の発熱量との比を示す値である。化石燃料利用割引係数，代替燃料割引係数は、値引き係数であり、発注量が多いほど係数が大きくなるように設定される。
【００４３】
評価手段５０は、燃料コストの計算結果が最適コストに到達したか否かを判断し、未だ到達していなければ、第０次合成燃料投入計画を修正して第１次合成燃料投入計画を作成し、演算手段４０に再入力する。この手順を最適コストに達するまで繰り返す。
【００４４】
燃料コストの計算結果が最適コストに到達したら、発電コスト最適化装置１４は、最適コストとなる代替燃料の最適投入計画を電気事業者の運転制御装置３３に送信する。運転制御装置３３は、得られた最適投入計画に従い化石燃料に代替燃料を混合して発電する。
【００４５】
図４は、発電コスト最適化装置１４の処理手順の一例を示すフローチャートである。
【００４６】
本発明による発電プラントのコスト最小化の具体的計算方法および算出式の一例を説明する。ここでは、発電プラントを一定期間運転したときに得られる電機出力の積算値を発電出力という。
【００４７】
ステップ４５：発電プラントのエネルギー変換効率は、燃料の種類では変化せず、負荷が変動しても一定であると仮定すると、発電出力は、
発電出力
＝ｆ１（燃料使用量）＝Ｋ１×燃料使用量      …（１）
と表現できる。ｆ１は関数を表し、Ｋ１は比例定数である。
【００４８】
燃料使用量は、重量や容積ではなく、単位時間当たりにプラントに投入する発熱量で表し、例えばｋＷｈ／ｙｅａｒを単位とすると、比例定数Ｋ１は、発電効率そのものとなる。ここで燃料使用量とは、
燃料使用量＝
代替燃料使用量＋化石燃料使用量            …（２）
として求められ、代替燃料の使用量と化石燃料の使用量との合計である。
【００４９】
実際には、（２）式のような単純な関係ではなく、代替燃料によりプラント発電効率が変化するため、燃料使用量は、
燃料使用量＝
Ａ１×代替燃料使用量＋化石燃料使用量    …（２）′
のようになる。Ａ１は、代替燃料の投入による発電プラントの効率変化に基づく変数である。
【００５０】
ステップ４９：次に、有害排気ガスの排出量およびＣＯ２排出権について考える。燃料使用量の１００％が化石燃料であったと仮定した場合の有害物質基本排出量は、運転状態や負荷レベルに影響されず、化石燃料の投入量に比例すると仮定すると、
基本排出量＝
ｆ２（基本燃料使用量）＝Ｋ２×基本燃料使用量…（３）
となる。ここで、基本燃料使用量とは、燃料使用量の１００％を化石燃料とした場合の化石燃料使用量である。ｆ２は、関数を表し、Ｋ２は、プラントの特性に依存する比例定数である。
【００５１】
次に、代替燃料を投入した場合の有害物質排出量の削減分は、運転の状態や負荷レベルに影響されず、代替燃料使用量に比例すると仮定して、
排出量削減分＝ｆ３（代替燃料使用量）
＝Ｋ３×代替燃料使用量                    …（４）
を得る。ｆ３は関数を表し、Ｋ３はプラントの特性に依存する比例定数である。
【００５２】
ステップ４９０：実際の有害物質実排出量は、（３）と（４）との差
実排出量＝基本排出量―排出量削減分      …（５）
で計算できる。
【００５３】
ＣＯ２排出権購入量は、実排出量の関数として、
排出権購入量＝ｆ４（排出量）
実排出量＞排出権配布分のときは、
＝（実排出量―排出権配布分）
実排出量≦排出権配布分のときは、
＝０                                      …（６）
として定義できる。ここで、ＣＯ２排出権配布分とは、無償で配布されたＣＯ２排出権により許容された有害物質の排出量である。
【００５４】
ステップ４９１，４９２：これらのパラメータと、代替燃料，化石燃料，ＣＯ２排出権の単価とを考慮して、燃料およびＣＯ２排出権の購入および販売に伴う燃料コストを計算する。まず、燃料コストは、代替燃料，化石燃料の単価と使用量との積およびＣＯ２排出権の単価と購入量との積の合計であるので、
ステップ４９１：ＣＯ２排出権購入の場合は、
燃料コスト＝
代替燃料使用量×代替燃料単価＋
化石燃料使用量×化石燃料単価＋
排出権取引量×排出権取引単価              …（７）
となり、
ステップ４９２：ＣＯ２排出権販売の場合は、
燃料コスト＝
代替燃料使用量×代替燃料単価＋
化石燃料使用量×化石燃料単価−
排出権取引量×排出権取引単価              …（８）
が得られる。
【００５５】
代替燃料単価，化石燃料単価，ＣＯ２排出権単価は、株式価格のように変動する。化石燃料の単価は、夏季に安く冬季になると高くなることが知られている。
【００５６】
また、米国では、ＣＯ２排出権は、夏季の電力需要が高い時期に消費されるため、秋季に不足することが知られており、秋季から冬季にかけてＣＯ２排出権価格が高騰すると考えられる。
【００５７】
燃料の貯蔵量には限界がある。一方、ＣＯ２排出権は証券なので、購入の制限はないから、安いうちに買っておくという戦略が可能となる。
【００５８】
したがって、詳細な収益性を評価するには、（１）〜（８）式の非線形特性やプラントの性能を考慮して計算する必要がある。
【００５９】
例えば、（１）式の発電出力は、１年間の積算値と考える。通常、事前に１年分の発電出力を決定できるプラントはなく、需要家の電力需要変動に応じて発電された電機出力の合計が、発電出力となる。
【００６０】
そこで、本発明の発電コスト最適化方法においては、例えば６月の時点で当年の今までの運転実績に基づく燃料コスト，排出量を集計し、そのうえで１２月までの価格予測，電力需要予測を反映して、今後の代替燃料およびＣＯ２排出権の購入量を決める。
【００６１】
このような計算を実施する場合、設定値はＣＯ２排出権配布分であり、予測値としての入力は、発電出力，代替燃料単価，化石燃料単価である。
【００６２】
燃料コストを最小化するために操作するパラメータは、代替燃料使用量およびＣＯ２排出量である。ＣＯ２排出権購入量は、計算により決定され、ＣＯ２排出権単価は、予測された最も安価になる時期の価格を使用すればよい。
【００６３】
最適化方法としては、ニュートン法，最急降下法などの数理的手法や、遺伝的アルゴリズムなどの手法を適用できる。
【００６４】
以上の計算式および計算方法による演算の結果として出力される項目は、化石燃料消費量，合成燃料消費量，発電量，有害排出ガス排出量（ＣＯ２など）の４項目とする。
【００６５】
これらコスト計算および出力結果により、当初に設定した第０次合成燃料投入計画を見直して修正し、次の第１次合成燃料投入計画を作成し、同様の計算を実施する。これらの処理を繰り返して実行し、コストが最小になる代替燃料の投入計画を探索する。
【００６６】
コスト計算においては、設定された合成燃料混合計画において、電気事業者９２がプラントを運転した際に、化石燃料のみを使用して発電した場合よりも削減した燃料代に所定係数を掛けた価格を、電気事業者９２が運転計画を受け入れたことにより生じた燃料代削減メリット料として確認できる。
【００６７】
代替燃料使用によるコスト削減とＣＯ２排出権による出費とのバランスをとる場合、代替燃料は最少投入量で有害物質の排出量を最小にしつつ、ＣＯ２排出権による出費を最小化する必要がある。
【００６８】
我が国の現状において、ＣＯ２排出権の費用に関して規制テーブルがなく、代替燃料であるＤＭＥなどの価格はかなり変動的であるから、排出量とコストはその変動分を考慮して設定する必要がある。
【００６９】
ＣＯ２排出権は、その発電量に応じて国から各電気事業者９２に当初分配量として示される。当初分配されたＣＯ２排出権は、無料である。当初分配量を超えて使用した分量については、当該電気事業者９２がその超過分の費用を支払わなければならない。すなわち、必要な分量のＣＯ２排出権を新たに購入しなければならない。
【００７０】
本発明は、これらの課題に対して、図５から図９に示すように、代替燃料の使用量とＣＯ２排出権使用量によるコストとの関係において、変動パラメータとして、代替燃料であるＤＭＥなどの燃料価格，ＣＯ２排出権，排出量を考慮しつつ、コストが最小になる点を求める。
【００７１】
図５から図９は、目標発電量一定を前提条件としている。図５から図８は、代替燃料単価が化石燃料単価よりも高い場合のコスト探索例を示し、図９は、化石燃料単価が代替燃料単価よりも高い場合のコスト探索例を示している。
【００７２】
ＣＯ２排出権の購入または販売が発生する（１）〜（５）の５パターンについて、それぞれのパターンにおける前提条件や処理内容を説明する。
【００７３】
【実施例１】
化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小）、ＣＯ２排出権単価小の場合
図５は、目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価小の条件におけるＣＯ２排出権初期割当量▲１▼，代替燃料使用による費用増加分▲２▼，代替燃料使用によるＣＯ２排出量▲３▼，ＣＯ２排出権購入販売収入▲４▼，ＣＯ２排出権購入による超過分費用▲５▼，費用▲６▼，合計費用▲７▼の関係を示す図である。ＣＯ２排出権初期割当量▲１▼は一定である。
【００７４】
化石燃料と代替燃料との単価差が小さいので、この単価差を考慮して代替燃料の使用による費用増加分が多めに設定された場合、代替燃料の使用割合が高くなるほど、費用▲２▼は増加し、右上がりの傾向を示す。
【００７５】
このとき、代替燃料の投入によるＣＯ２排出量は、図３，４に示す処理手順により計算され、代替燃料使用割合とは逆に、右下がりの曲線▲３▼の状態となる。
【００７６】
代替燃料の投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過した場合、新たにＣＯ２排出権の購入が、必要となる。このときに発生する費用は、曲線▲５▼の状態となる。
【００７７】
一方、上記代替燃料投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過しない場合、未使用分（余剰分）は、ＣＯ２排出権販売として利用できる。このときに発生する費用は、曲線▲４▼の状態となる。
【００７８】
これらの状況において、燃料単価差，ＣＯ２排出権単価差により発生する費用は、代替燃料使用による費用増加分▲２▼に、それぞれ上記▲４▼，▲５▼の場合の増減分を加算してＣＯ２排出権購入費用を反映した場合、発生費用は▲６▼の曲線となり、ＣＯ２排出権販売費用を反映した場合▲７▼の曲線となる。
【００７９】
燃料コスト最小の位置として、図４に示す処理手順におけるステップ４９１，４９２の燃料コストの算出式を使用し、図５の曲線▲６▼，▲７▼の線上ＰＱＲの最下点であるＱのポイントが求められる。
【００８０】
【実施例２】
化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小）、ＣＯ２排出権単価大の場合
図６は、目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価大の条件におけるＣＯ２排出権初期割当量▲１▼，代替燃料使用による費用増加分▲２▼，代替燃料使用によるＣＯ２排出量▲３▼，ＣＯ２排出権購入販売収入▲４▼，ＣＯ２排出権購入による超過分費用▲５▼，費用▲６▼，合計費用▲７▼の関係を示す図である。ＣＯ２排出権初期割当量▲１▼は一定である。
【００８１】
化石燃料と代替燃料との単価差が小さいので、この単価差を考慮して代替燃料の使用による費用増加分が多めに設定された場合、代替燃料の使用割合が高くなるほど、費用▲２▼は増加し、右上がりの傾向を示す。
【００８２】
このとき、代替燃料の投入によるＣＯ２排出量は、図３，４に示す処理手順により計算され、代替燃料使用割合とは逆に、右下がりの曲線▲３▼の状態となる。
【００８３】
代替燃料の投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過した場合、新たにＣＯ２排出権の購入が、必要となる。このときに発生する費用は、曲線▲５▼の状態となる。
【００８４】
一方、上記代替燃料投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過しない場合、未使用分（余剰分）は、ＣＯ２排出権販売として利用できる。このときに発生する費用は、曲線▲４▼の状態となる。
【００８５】
これらの状況において、燃料単価差，ＣＯ２排出権単価差により発生する費用は、代替燃料使用による費用増加分▲２▼に、それぞれ上記▲４▼，▲５▼の場合の増減分を加算してＣＯ２排出権購入費用を反映した場合、発生費用は▲６▼の曲線となり、ＣＯ２排出権販売費用を反映した場合▲７▼の曲線となる。
【００８６】
燃料コスト最小の位置として、図４に示す処理手順におけるステップ４９１，４９２の燃料コストの算出式を使用し、図６の曲線▲６▼，▲７▼の線上ＰＱＲの最下点であるＱのポイントが求められる。
【００８７】
【実施例３】
化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大）、ＣＯ２排出権単価小の場合
図７は、目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大），ＣＯ２排出権単価小の条件におけるＣＯ２排出権初期割当量▲１▼，代替燃料使用による費用増加分▲２▼，代替燃料使用によるＣＯ２排出量▲３▼，ＣＯ２排出権購入販売収入▲４▼，ＣＯ２排出権購入による超過分費用▲５▼，費用▲６▼，合計費用▲７▼の関係を示す図である。ＣＯ２排出権初期割当量▲１▼は一定である。
【００８８】
化石燃料と代替燃料との単価差が大きいので、この単価差を考慮して代替燃料の使用による費用増加分が少なめに設定された場合、代替燃料の使用割合が高くなるほど、費用▲２▼は増加し、図５，図６よりも緩やかな右上がりの傾向を示す。
【００８９】
このとき、代替燃料の投入によるＣＯ２排出量は、図３，４に示す処理手順により計算され、代替燃料使用割合とは逆に、右下がりの曲線▲３▼の状態となる。
【００９０】
代替燃料の投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過した場合、新たにＣＯ２排出権の購入が、必要となる。このときに発生する費用は、曲線▲５▼の状態となる。
【００９１】
一方、上記代替燃料投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過しない場合、未使用分（余剰分）は、ＣＯ２排出権販売として利用できる。このときに発生する費用は、曲線▲４▼の状態となる。
【００９２】
これらの状況において、燃料単価差，ＣＯ２排出権単価差により発生する費用は、代替燃料使用による費用増加分▲２▼に、それぞれ上記▲４▼，▲５▼の場合の増減分を加算してＣＯ２排出権購入費用を反映した場合、発生費用は▲６▼の曲線となり、ＣＯ２排出権販売費用を反映した場合▲７▼の曲線となる。
【００９３】
燃料コスト最小の位置として、図４に示す処理手順におけるステップ４９１，４９２の燃料コストの算出式を使用し、図７の曲線▲６▼，▲７▼の線上ＰＱＲの最下点であるＱのポイントが求められる。
【００９４】
【実施例４】
化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大）、ＣＯ２排出権単価大の場合
図８は、目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大），ＣＯ２排出権単価大の条件におけるＣＯ２排出権初期割当量▲１▼，代替燃料使用による費用増加分▲２▼，代替燃料使用によるＣＯ２排出量▲３▼，ＣＯ２排出権購入販売収入▲４▼，ＣＯ２排出権購入による超過分費用▲５▼，費用▲６▼，合計費用▲７▼の関係を示す図である。ＣＯ２排出権初期割当量▲１▼は一定である。
【００９５】
化石燃料と代替燃料との単価差が大きいので、この単価差を考慮して代替燃料の使用による費用増加分が少なめに設定された場合、代替燃料の使用割合が高くなるほど、費用▲２▼は増加し、図５，図６よりも緩やかな右上がりの傾向を示す。
【００９６】
このとき、代替燃料の投入によるＣＯ２排出量は、図３，４に示す処理手順により計算され、代替燃料使用割合とは逆に、右下がりの曲線▲３▼の状態となる。
【００９７】
代替燃料の投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過した場合、新たにＣＯ２排出権の購入が、必要となる。このときに発生する費用は、曲線▲５▼の状態となる。
【００９８】
一方、上記代替燃料投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過しない場合、未使用分（余剰分）は、ＣＯ２排出権販売として利用できる。このときに発生する費用は、曲線▲４▼の状態となる。
【００９９】
これらの状況において、燃料単価差，ＣＯ２排出権単価差により発生する費用は、代替燃料使用による費用増加分▲２▼に、それぞれ上記▲４▼，▲５▼の場合の増減分を加算してＣＯ２排出権購入費用を反映した場合、発生費用は▲６▼の曲線となり、ＣＯ２排出権販売費用を反映した場合▲７▼の曲線となる。
【０１００】
燃料コスト最小の位置として、図４に示す処理手順におけるステップ４９１，４９２の燃料コストの算出式を使用し、図８の曲線▲６▼，▲７▼の線上ＰＱＲの最下点であるＱのポイントが求められる。
【０１０１】
【実施例５】
化石燃料単価≧代替燃料単価（燃料単価差小）、ＣＯ２排出権単価大の場合
図９は、目標発電量一定，化石燃料単価≧代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価大の条件におけるＣＯ２排出権初期割当量▲１▼，代替燃料使用による費用増加分▲２▼，代替燃料使用によるＣＯ２排出量▲３▼，ＣＯ２排出権購入販売収入▲４▼，ＣＯ２排出権購入による超過分費用▲５▼，費用▲６▼，合計費用▲７▼の関係を示す図である。ＣＯ２排出権初期割当量▲１▼は一定である。
【０１０２】
本例では、代替燃料単価が化石燃料単価を下回っているから、代替燃料を使うほど、費用が少なくなる。すなわち、化石燃料と代替燃料との単価差が小さいので、この単価差を考慮して代替燃料の使用による費用増加分が多めに設定された場合、代替燃料の使用割合が高くなるほど、費用▲２▼は減少し、右下がりの傾向を示す。
【０１０３】
このとき、代替燃料の投入によるＣＯ２排出量は、図３，４に示す処理手順により計算され、右下がりの曲線▲３▼の状態となる。
【０１０４】
代替燃料の投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過した場合、新たにＣＯ２排出権の購入が、必要となる。このときに発生する費用は、曲線▲５▼の状態となる。
【０１０５】
一方、上記代替燃料投入によるＣＯ２排出量▲３▼が、ＣＯ２排出権の初期割当量▲１▼を超過しない場合、未使用分（余剰分）は、ＣＯ２排出権販売として利用できる。このときに発生する費用は、曲線▲４▼の状態となる。
【０１０６】
これらの状況において、燃料単価差，ＣＯ２排出権単価差により発生する費用は、代替燃料使用による費用減少分▲２▼に、それぞれ上記▲４▼，▲５▼の場合の増減分を加算してＣＯ２排出権購入費用を反映した場合、発生費用は▲６▼の曲線となり、ＣＯ２排出権販売費用を反映した場合▲７▼の曲線となる。
【０１０７】
燃料コスト最小の位置として、図４に示す処理手順におけるステップ４９１，４９２の燃料コストの算出式を使用し、図９の曲線▲６▼，▲７▼の線上ＰＱＲの最下点であるＲのポイントが求められる。この場合は、条件の再設定が必要となる。
【０１０８】
ＣＯ２排出権初期割当分量に応じて、次の２ケースも想定される。
【０１０９】
ケース１は、ＣＯ２排出権初期割当分量が多く、代替燃料使用によるＣＯ２排出量を完全に上回った状態であり、互いの曲線は交差しない。この場合は、ＣＯ２排出権の販売のみとなる。
【０１１０】
ケース２は、ＣＯ２排出権初期割当分量が少なく、代替燃料使用によるＣＯ２排出量を完全に下回った状態であり、互いの曲線は交差しない。この場合は、ＣＯ２排出権の購入のみとなる。
【０１１１】
燃料情報管理事業者９３内に設置されたガイダンス装置８８は、これら代替燃料であるＤＭＥなどの投入効果に関する計算処理において、図５から図９の計算状況、各燃料価格，電力価格などの各種情報データ、コストなどの出力結果を表示する機能を持つ。
【０１１２】
本実施形態１によれば、電気事業者９２は、ＣＯ２排出権の取引を考慮したとき、化石燃料のみを使用した場合よりも、コストが低くなるような混合割合で代替燃料を混合する運転計画を受け取ることができる。この運転計画に従って運転すると、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電できる。また、代替燃料の使用により、ボイラ１３０から排出される排ガスに含まれているＣＯ２の総量が減少するので、脱硝装置２０２で除去しきれずに外部に排出されるＣＯ２の量を削減し、環境に配慮したクリーンな発電を実現できる。
【０１１３】
一方、燃料供給事業者９１は、電気事業者９２が代替燃料を購入する機会が多くなり、安定した需要が保証される。したがって、燃料供給事業者９１は、複数のプラントで代替燃料を低コストに大量生産することが可能となり、安定した利益を挙げることができる。大量生産により供給が安定するとともに、生産価格も下がるため、代替燃料の単価が安くなり、電気事業者９２からの需要がますます増加するという好ましいサイクルが得られる。
【０１１４】
【実施形態２】
図１０は、本発明による発電事業支援システムにおける燃料，情報，対価の流れを示すブロック図である。本実施形態２の発電事業支援システムでは、燃料供給事業者９１と電気事業者９２と燃料情報管理事業者９３とが、燃料，情報，対価の流れに関して契約７を締結する。
【０１１５】
燃料情報管理事業者９３は、この契約７に従って、燃料供給事業者９１からの代替燃料購入先の確保要求と、電気事業者９２からの低価格代替燃料の安定供給要求とを同時に満たし、電気事業者９２による化石燃料から代替燃料への転換を推進し、ＣＯ２の削減に努める。
【０１１６】
燃料供給事業者９１は、化石燃料に代替するＤＭＥなどの代替燃料を販売する。
【０１１７】
電気事業者９２は、化石燃料および代替燃料を燃料として発電し、得られた電力を販売する。
【０１１８】
燃料情報管理事業者９３は、電気事業者９２から発電設備の運用条件および現状の運転データ１０を受け取り、燃料供給事業者９１から燃料価格情報１を受け取る。燃料情報管理事業者９３は、これらのデータおよび情報に基づき、発電コスト最適化装置１４により、電気事業者９２の発電設備において燃料代が最も低くなる化石燃料と代替燃料との混合比を求め、この混合比で発電設備を運転するための運転計画を作成し、電気事業者９２に運転計画１１８を受け渡す。燃料情報管理事業者９３は、上記混合比で運転するために必要な量の代替燃料２を燃料供給事業者９１に発注する。燃料供給事業者９１は、発注された代替燃料５を電気事業者９２に納入する。
【０１１９】
電気事業者９２は、納入された代替燃料５の代金６を燃料供給事業者９１に支払う。
【０１２０】
燃料情報管理事業者９３は、混合燃焼運転計画１１８により削減できた燃料代と、削減した排ガス脱硝装置の運転コストすなわち還元剤コストの削減分や脱硝ファンの動力削減分などと、石炭粉砕装置の運転コストすなわち粉砕動力の削減分などとを計算し、それら削減分に予め定めた係数を掛けた価格を燃料代低減メリット料１２ａとして電気事業者９２に請求する１２９。
【０１２１】
電気事業者９２は、メリット料１２ａを燃料情報管理事業者９３に支払う１３。
【０１２２】
燃料情報管理事業者９３は、電気事業者９２から受け取った発電設備の運転データ１０に基づき、機器８ａなどに異常がないかを常時チェックする。機器８ａなどに異常が発見された場合、燃料情報管理事業者９３は、異常を回避する運転方法を求め、運転計画１１８として発電所の運転制御装置に送る。
【０１２３】
発電コスト最適化装置１４は、電気事業者９２と通信し、目標発電出力，予め定めた日数例えば１日間についての化石燃料消費量，代替燃料消費量，脱硝装置ユーティリティ使用量を取り込む。化石燃料消費量および代替燃料消費量は、運転制御装置３３が、供給量調整装置１１３，１２２を制御し、実際にボイラ装置１３０に供給した化石燃料と代替燃料の量である。脱硝装置ユーティリティ使用量は、運転制御装置３３が、排ガスセンサ３４で検出したＮＯｘの濃度に応じて脱硝装置２０２に投入を指示したアンモニア量である。
【０１２４】
電気事業者９２の運転制御装置３３は、燃料情報管理事業者９３内の発電コスト最適化装置１４が送信した運転計画を受け取り、その運転計画に従って発電設備のプラント機器を制御する。本実施形態２では、運転計画として、供給量調整装置１１３，１２２，１６１を構成するバルブの開度を受け取り、その開度に基づいて、供給量調整装置１１３，１２２，１６１を制御する。
【０１２５】
電気事業者９２は、決定した代替燃料使用率αでボイラ装置１３０に化石燃料および代替燃料を供給し、適切な空気量を供給し、所定の発電出力を得る。
【０１２６】
電気事業者９２は、発電設備のプラント機器の計測器データのうち、実際に消費した化石燃料の消費量，代替燃料の消費量，脱硝装置２０２で使用したアンモニア量すなわち脱硝装置ユーティリティ使用量を、燃料情報管理事業者９３内の発電コスト最適化装置１４に送信する。
【０１２７】
本実施形態２の発電事業支援システムによれば、電気事業者９２は、ＣＯ２排出権の取引を考慮し、化石燃料のみを使用した場合よりもコストが低くなるような混合割合で、代替燃料を混合して運転できる。したがって、この運転計画に従って運転すると、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電できる。
【０１２８】
また、代替燃料の使用により、ボイラ１３０から排出される排ガスに含まれるＣＯ２の総量が削減されるので、環境に配慮したクリーンな発電を実現できる。
【０１２９】
電気事業者９２が代替燃料を購入する機会が多くなり、安定した需要が保証されるので、燃料供給事業者９１は、複数のプラントで代替燃料を低コストに大量生産可能となり、安定した利益を得ることができる。
【０１３０】
【発明の効果】
本発明によれば、発電プラントにおいて、代替燃料であるＤＭＥなどの使用とＣＯ２排出権の売買とを考慮し、当初設定した合成燃料投入計画に対して化石燃料価格，代替燃料価格，電力価格，設定されたＣＯ２排出権価格などの情報に基づいて代替燃料の投入効果を計算するので、発電プラントのコストを最適化できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による発電コスト最適化装置を含む発電事業支援システムの系統構成を示すブロック図である。
【図２】電気事業者９２の発電プラント機器の系統構成を示す図である。
【図３】燃料情報管理事業者９３内の発電コスト最適化装置１４の構成の一例を示すブロック図である。
【図４】発電コスト最適化装置１４の処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図５】目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価小の条件における代替燃料使用割合とＣＯ２排出量と費用との関係を示す図である。
【図６】目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価大の条件における代替燃料使用割合とＣＯ２排出量と費用との関係を示す図である。
【図７】目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大），ＣＯ２排出権単価小の条件における代替燃料使用割合とＣＯ２排出量と費用との関係を示す図である。
【図８】目標発電量一定，化石燃料単価＜代替燃料単価（燃料単価差大），ＣＯ２排出権単価大の条件における代替燃料使用割合とＣＯ２排出量と費用との関係を示す図である。
【図９】目標発電量一定，化石燃料単価≧代替燃料単価（燃料単価差小），ＣＯ２排出権単価大の条件における代替燃料使用割合とＣＯ２排出量と費用との関係を示す図である。
【図１０】本発明による発電事業支援システムにおける燃料，情報，対価の流れを示すブロック図である。
【符号の説明】
１  燃料価格情報
２  発注情報
５  燃料納入
６  燃料代の支払い
７  契約関係
８ａ  機器
１０  運用条件情報
１３  メリット料の支払い通知
１４  発電コスト最適化装置
１７  補修情報
２０  価格ＤＢ
２１  化石燃料
２２  代替燃料価格ＤＢ
２３  電力価格ＤＢ
２４  ＣＯ２排出権価格ＤＢ
３０  計画手段
３３  運転制御装置
３４  排ガスセンサ
４０  演算手段
４５  発電指令
４９  有害物質排出量
５０  評価手段
８８  ガイダンス装置
８９  ガイダンス装置
９１  燃料供給事業者
９２  電気事業者
９３  燃料情報管理事業者
１０１  空気量
１０２  石炭
１０５  代替燃料
１０７  排ガス
１１２  化石燃料調整手段
１１３  供給量調整手段
１１４  石炭粉砕装置
１１８  運用計画
１２１  代替燃料調整手段
１２２  供給量調整手段
１２９  メリット料請求
１３０  石炭ボイラ装置
１３１  石炭バーナ
１５１  集塵装置
１５３  脱硝塔
１５５  煙突
１６１  供給量調整手段
１６３  ポンプ
２０２  脱硝装置
２１０  通信制御装置
２１１  通信制御装置
２１２  異常診断装置
２１３  通信制御装置
【図１】
2004246804.tif 000003
【図２】
2004246804.tif 000004
【図３】
2004246804.tif 000005
【図４】
2004246804.tif 000006
【図５】
2004246804.tif 000007
【図６】
2004246804.tif 000008
【図７】
2004246804.tif 000009
【図８】
2004246804.tif 000010
【図９】
2004246804.tif 000011
【図１０】
2004246804.tif 000012