(57)【要約】【課題】発電事業者が小さな負担で代替燃料を使用できるよう支援する【解決手段】燃料サービス事業者９３は、発電事業者９２の発電設備において、必要とされる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添加して用いた場合の燃料コストを演算装置により演算し、この燃料コストが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低くなる代替燃料の添加割合を演算装置により選定する。選定した添加割合で運転させる運転計画を演算装置により作成し、発電事業者９２に通信装置から送信する（矢印１１）。さらに、燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、化石燃料に代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを算出し、両コストの差分に係数を掛けた価格を、発電事業者９２が受けたメリットに対する対価として請求する（矢印１２）。【選択図】図１
2004038626.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる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添加して用いた場合の燃料コストを、前記化石燃料および前記代替燃料の単価を用いて演算装置により演算し、該燃料コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記単価を用いて前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項２】
請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第１ステップで選定した前記代替燃料の前記添加割合で前記必要とされる発電出力を得るために必要な前記代替燃料量を前記演算装置により演算して求める第５ステップと、
該第５ステップで求めた前記代替燃料量を発注する通知を、予め契約した燃料供給事業者に前記通信装置から送信する第６ステップとをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項３】
請求項２に記載の発電事業の支援方法において、前記第６ステップで発注した前記代替燃料量に予め定めた係数を掛けた値を前記演算装置により算出する第７ステップと、
該第７ステップで算出した値を、前記燃料供給事業者が代替燃料の販売が拡大したことにより受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記燃料供給事業者に前記通信装置から送信する第８ステップとをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項４】
請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第３ステップにおいて、前記発電コストとして、燃料コストと、該燃料を燃焼させた場合に生じる排気ガスから所定の物質を除去するために必要なコストとを加えた値を算出することを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項５】
請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第１のステップで演算に用いる化石燃料および代替燃料の単価を、前記通信装置により前記燃料供給事業者から受信する第９ステップをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項６】
請求項１に記載の発電事業の支援方法において、第１のステップでは、　　前記必要とされる発電出力の値を、前記通信装置により前記発電事業者から受け取り、その値を用いて前記燃料コストを求める演算することを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項７】
請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第２ステップでは、前記運転計画として、前記必要とされる発電出力を得るために、前記第１ステップで求めた前記添加割合で前記発電設備のボイラに供給すべき代替燃料供給量と化石燃料供給量とを求め、該代替燃料供給量と化石燃料供給量で前記発電設備に運転を行わせるための運転指令を作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信することを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項８】
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して用いた場合の発電コストを演算装置により演算し、該発電コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の発電コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項９】
請求項８に記載の発電事業の支援方法において、前記第１ステップでは、前記発電コストとして、前記化石燃料と前記代替燃料の燃料コストと、該燃料を燃焼させた場合に生じる排気ガスから所定の物質を除去するために必要なコストと、前記除去後の前記排気ガスにかかる環境税の税額とを加味したコストとを加え合わせたコストを用いることを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項１０】
請求項８に記載の発電事業の支援方法において、前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合にかかる環境税の税額と、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の環境税の税額との差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第５ステップと、
該第５ステップで求めた価格を、前記発電事業者が環境税について受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第６ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項１１】
請求項１０に記載の発電事業の支援方法において、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の前記環境税の税額を、前記発電事業者から前記通信装置により受信した前記発電設備の排気ガスの分析データを用いて前記演算装置が演算により求めることを特徴とする発電事業の支援方法。
【請求項１２】
発電事業を支援する発電事業支援システムであって、
演算装置と、発電事業者を通信を行うための通信装置とを有し、
前記演算装置は、
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる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添加して用いた場合の燃料コストを、前記化石燃料および前記代替燃料の単価を用いて演算し、該燃料コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を演算により選定する第１ステップと、
前記第１ステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記単価を用いて算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを行うことを特徴とする発電事業支援システム。
【請求項１３】
発電事業を支援する発電事業支援システムであって、
演算装置と、発電事業者を通信を行うための通信装置とを有し、
前記演算装置は、
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して用いた場合の発電コストを演算装置により演算し、該発電コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の発電コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を演算により前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備の運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを行うことを特徴とする発電事業支援システム。
【請求項１４】
予め発電支援を契約した発電事業者の化石燃料を用いる発電設備に、費用を負担して、前記化石燃料に加えて代替燃料を使用するための設備を導入し、
前記発電事業者が燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを、前記化石燃料と前記代替燃料の単価を用いて前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を演算により求め、該価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を通信制御装置により送信することを特徴とする発電事業の支援方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、化石燃料を用いて電力を供給する発電事業に係り、特に化石燃料の代替燃料を利用して発電コストの削減、あるいは環境排出の削減をする運転支援方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
石炭・重油・軽油などの化石燃料は、従来から発電用の燃料として利用されている。従来の発電設備は、化石燃料を燃焼させる際に発生するＮＯｘを低減するために、例えば、燃焼排ガスにアンモニアやペルオキシル開始物質等の還元剤を添加し、ＮＯｘをＮ２へ還元する等していた。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
発電設備から排出されるＮＯｘを効果的に低減する方法として、化石燃料に代替燃料を混合することが有望である。代替燃料としては、ジメチルエーテルやＦＴ軽油等が挙げられる。例えば、化石燃料にジメチルエーテルを混合して化石燃料用バーナで燃焼させた場合、化石燃料の燃焼に伴い、ジメチルエーテルが高温に熱せられることによりヒドロペルオキシラジカルが生じ、化石燃料の燃焼により生じるＮＯを酸化してＮＯ２とし、ＮＯ２は、ガス中に存在する化合物或いはラジカル類によりＮ２へと還元される。
【０００４】
しかしながら、現状で発電事業者が化石燃料を使用している発電設備で、これら代替燃料を使用しようとした場合、代替燃料をボイラーに供給できるようにする等の設備の改造を行う必要がある。このとき代替燃料の性状は、従来から用いられている化石燃料とは異なるため、代替燃料を使用する機器に対して新たな開発が必要であったり、また、導入後においても機器の定期的な性能検査が必要となる可能性がある。このため、発電事業者が、代替燃料を使用できる発電設備を導入する場合、化石燃料のみの使用を続ける場合と比較して、初期投資や維持コストが負担となる可能性がある。しかも、現状では、代替燃料の需要が少ないために生産量もそれほど多くなく、代替燃料の価格が不安定である。このため、従来の化石燃料よりも低い価格で供給されることもあるが、逆に高い価格で供給されることもある。
【０００５】
以上のように、現状では、発電事業者にとって、環境面のメリットの一方で、設備投資と燃料コストが不安定という問題があり、代替燃料の使用の開始に踏み切るにはハードルがある。
【０００６】
一方、燃料供給業者は、発電事業者から供給の安定性の確保を求められた場合、これに応えるためには、複数のプラントで大量生産をすることが必要である。しかしながら、複数のプラントを建設するためには、大きな設備投資が必要であるが、長期にわたって代替燃料を購入する発電事業者が保証されていない。このため、現状では、代替燃料の大量生産を開始することは、燃料供給業者にとってもハードルが高い。
【０００７】
本発明の目的は、発電事業者が小さな負担で代替燃料を使用することのできる発電事業の支援方法を提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、本発明によれば、以下のような発電事業の支援方法を提供することができる。
【０００９】
本発明の発電事業の支援方法では、予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる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添加して用いた場合の燃料コストを、化石燃料および代替燃料の単価を用いて演算装置により演算し、該燃料コストが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低くなる代替燃料の添加割合を演算装置により選定する。そして、選定した添加割合で発電設備の運転させる運転計画を演算装置により作成し、発電事業者に通信装置から送信する。また、発電事業者が燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、化石燃料に代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを単価を用いて演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を演算装置により算出する。求めた価格を発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を発電事業者に対して通信装置から送信する。
【００１０】
このとき、上記選定した代替燃料の添加割合で、必要とされる発電出力を得るために必要な代替燃料量を演算装置により演算し、求めた代替燃料量を発注する通知を、予め契約した燃料供給事業者に通信装置から送信することも可能である。
【００１１】
また、上記発注した代替燃料量に予め定めた係数を掛けた値を演算装置により算出し、算出した値を、燃料供給事業者が代替燃料の販売が拡大したことにより受けたメリットに対する対価として請求する通知を燃料供給事業者に通信装置から送信することも可能である。
【００１２】
【発明の実施の形態】
本発明の一実施の形態の発電事業の支援システムについて説明する。
（第１の実施の形態）
地球環境の保全を進めるためには、化石燃料の使用を減らしてクリーンな代替燃料の導入を増加させることが有望である。第１の実施の形態の発電事業の支援システムでは、図１のように、発電事業者９２と燃料供給事業者９１との間に、燃料サービス事業者９３を介在させ、この燃料サービス事業者９３の事業により、発電事業者９２による代替燃料の使用開始および燃料供給事業者９１による代替燃料の大量生産を開始の際の問題を解消し、発電事業者９２による化石燃料から代替燃料への転換を推進する支援を行うとともに、燃料供給事業者９１による代替燃料の安定供給を進める。ここで燃料供給事業者９１は、化石燃料に代替するジメチルエーテルやＦＴ軽油などの代替燃料を販売する事業者である。発電事業者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事業者である。
【００１３】
まず、燃料サービス事業者９３、発電事業者９２，燃料供給事業者９１の事業の概要を図１を用いて説明する。燃料供給事業者９１、発電事業者９２、燃料サービス事業者９３、機器製造事業者９４は、互いに結んだ契約７にしたがって、以下のように事業を行う。なお、機器製造事業者９４は、発電設備で代替燃料を使用可能にするために必要な機器を製造する事業者である。
【００１４】
燃料サービス事業者９３は、発電事業者９２が現在保有している発電設備で代替燃料を使用可能にするために必要な機器８ａを、機器製造事業者９４に発注し、設計および製造させる。機器８ａは、発電事業者９２の発電設備に取り付けさせる（矢印９）。これにより、発電事業者９２の発電設備を、化石燃料に加えて代替燃料も使用可能なものにする。このとき、機器８ａの設計、製造および取り付けにかかった費用は、燃料サービス事業者９３が負担し、機器製造事業者９４に支払う（矢印８）。また、取り付けた機器８ａの定期点検や補修等の保守・管理は、燃料サービス事業者９３が機器製造事業者９４に受け渡す定期点検や補修を指示する補修情報（矢印１７）に基づき、機器製造事業者９４が行う（矢印９）。保守・管理にかかった費用も、燃料サービス事業者９３が負担し、機器製造事業者９４に支払う。これにより、発電事業者９２は費用を負担することなく、保有している発電設備を、代替燃料を使用可能な発電設備に改造することができる。
【００１５】
また、燃料サービス事業者９３は、ネットワークを介して、発電事業者９２から発電設備の運用条件および現状の運転データを受け取る（矢印１０）。また、燃料サービス事業者９３は、ネットワークを介して、燃料供給事業者９１から燃料価格情報を受け取る（矢印１）。これらのデータ及び情報に基づき、燃料サービス事業者９１は、発電事業者９２の発電設備で、化石燃料のみを用いた場合よりも燃料代が低い、化石燃料と代替燃料との混合比を演算により求める。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、運転計画をネットワークを介して、発電事業者９２に受け渡す（矢印１１）。また、上記混合比で運転を行うために必要な代替燃料量（例えば一日当たりの必要量）を燃料供給事業者９１にネットワークを介して発注する（矢印２）。これを受けて、燃料供給事業者９１は、発注された代替燃料を発電事業者９２に納入する（矢印５）。発電事業者９２は、納入された代替燃料の代金を燃料供給事業者９１に支払う（矢印６）。
【００１６】
また、燃料サービス事業者９３は、矢印１１により受け渡した運転計画で発電事業者９２が運転を行ったことにより、化石燃料のみを使用して発電した場合より低減した燃料代と、化石燃料のみを使用して発電した場合よりも低減した排ガス脱硝装置の運転コスト（例えば還元剤コストの低減分、脱硝ファンの動力低減分）、石炭粉砕装置の運転コスト（例えば、粉砕動力の低減分）などを演算により求め、それらの和（燃料代低減分＋脱硝装置運転コスト等低減分）に予め定めた係数をかけた価格を、発電事業者９２が運転計画を受け入れて代替燃料を使用したことにより受けたメリットに対する対価（燃料代低減メリット料１２ａ）として、発電事業者９２にネットワークを介して請求する（矢印１２）。発電事業者９２は、メリット料１２ａを燃料サービス事業者９３に支払う（矢印１３）。
【００１７】
さらに、燃料サービス事業者９３は、矢印２により燃料供給事業者９１に発注した代替燃料量に、燃料供給事業者９１が予め定めた割引係数をかけることにより算出した価格を、燃料サービス事業者９３から発注を受けて販売量が増加したことにより得たメリットに対する対価（代替燃料拡販メリット料３）として、燃料供給事業者９１にネットワークを介して請求する（矢印３）。燃料供給事業者９１は、燃料サービス事業者９３にメリット料３を支払う（矢印４）
また、矢印１０により発電事業者９２からネットワークを介して受け取った発電設備の運転データにもとづき、燃料サービス事業者９３は、機器８ａに異状がないか、常時チェックする。機器８ａに異状が発見された場合、燃料サービス事業者９３は、異状を回避するための運転方法を演算により求め、運転計画としてネットワークを通じて発電所の運転制御装置に送る（矢印１１）。同時に、機器製造事業者９４に対して、補修を指示する補修情報をネットワークを介して送る（矢印１７）。このように、常時運転データを監視し、機器８ａに発生した微小な異状を検知し、大がかりな改修が必要となる前に対応することで、メンテナンス費用の低減を図る。
【００１８】
つぎに、発電事業者９２、燃料サービス事業者９３，燃料供給事業者９１の設備構造と、その制御動作について、説明する。
【００１９】
まず、発電事業者９２の発電設備は、図２のように、ボイラ装置１３０を含む発電装置と、化石燃料貯蔵部１１２と、化石燃料貯蔵部１１２からボイラ１３０に供給される化石燃料の量を調整する供給量調整装置１１３と、ボイラ１３０に供給する空気量を調整する供給量調整装置１６１と、ボイラ１３０の排ガスの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とを有する。また、運転条件、ＮＯｘ目標値、発電指令を出力する発電指令部４５と、供給量調整装置１１３と供給量調整装置１６１を制御する運転制御装置３３と、通信制御装置２１０を有している。
【００２０】
また、発電事業者９２の発電設備には、代替燃料貯蔵部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が備えられている。これらは、図１の矢印９により、燃料サービス事業者９３が費用を負担して発電設備に取り付けた機器８ａである。供給量調整装置１２２は、運転制御装置３３によって制御される。
【００２１】
また、ボイラ装置１３０の燃焼温度等の運転データ、排ガスセンサ３４の検出したＮＯｘ濃度データ、ならびに、発電指令部４５の出力する、必要な発電出力、ＮＯｘ目標値、発電指令は、通信制御装置２１０により、ネットワークを介して燃料サービス事業者９３に受け渡される。これが、図１０の矢印１０に相当する。
【００２２】
一方、燃料供給事業者９１は、演算制御装置３５と異常診断装置２１２と通信制御装置２１１とを有している。演算制御装置３５は、通信制御装置２１１により、発電事業者の運転データ、ＮＯｘ濃度データ、必要な発電出力、ＮＯｘ目標値、発電指令を受け取る。異常診断装置２１２は、運転データおよびＮＯｘ濃度データから、発電事業者の発電設備に異常がないかを診断する。異常があった場合、通信制御装置２１１から、機器製造事業者９４に対して補修情報を出力する。これは図１の矢印１７に相当する。演算制御装置は、後述する演算により燃料を選定し、燃料供給事業者９１に発注する。これは、図１の矢印２に相当する。
【００２３】
また、燃料供給事業者９１は、本実施の形態では、代替燃料のみならず化石燃料も販売する事業者であり、化石燃料貯蔵部２０と代替燃料貯蔵部２１と、配送部２１４と、燃料配送制御装置３１とを有する。また、化石燃料と代替燃料についての価格、在庫量、納期等のデータを格納した販売情報格納部４２と、化石燃料と代替燃料についての組成や発熱量を検出したデータを格納した原料性状検出部４３と、通信制御装置２１３とを有している。化石燃料と代替燃料についての価格、在庫量、納期、組成、発熱量等のデータは、通信制御部２１３により、ネットワークを介して燃料サービス事業者９３に受け渡される。これは、図１の矢印１に相当する。
【００２４】
つぎに、燃料サービス事業者９３の演算制御装置３５の動作について説明する。演算制御装置３５は、メモリとＣＰＵとを有し、メモリに予め格納されているプログラムをＣＰＵが読み込んで実行することにより、図４のフローチャートのように動作する。
【００２５】
まず、演算制御装置３５は、通信制御装置２１１を介して燃料供給事業者９１と通信を行い、燃料供給事業者９１が設定した、現在の化石燃料単価、代替燃料単価、化石燃料利用割引係数、代替燃料利用割引係数、代替燃料変換係数を受信する（図４のステップ４０１）。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（例えば１日当たり）が多いほど係数が大きくなるように設定される。
【００２６】
つぎに、演算制御装置３５は、通信制御装置２１１を介して発電事業者９２と通信を行い、必要な発電出力、過去予め定めた日数（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（ステップ４０２）。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を制御して、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。また、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の検出した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。
【００２７】
つぎのステップ４０３で、演算制御装置３５は、代替燃料発注量を算出する。このステップ４０３を図５を用いて、詳しく説明する。まず、演算制御装置３５は、発電事業者９２の発電設備について、予め定めた期間Ｔｎにおける発電計画を作成する（ステップ５０１）。期間Ｔｎの初期値Ｔ１は、例えば３日とする。この期間Ｔ１における燃料必要量を算出する。燃料必要量は、
燃料必要量＝Σ必要発電出力／発電効率
により、１日当たりの（必要発電出力／発電効率）を期間Ｔ１について足し合わせることにより求める（ステップ５０２）。ただし、燃料必要量の単位は発熱量である。必要発電出力は、これらから先の予め定めた期間（例えば１ヶ月）について必要となる発電出力を例えば１日分づつ予め予測しておいたものである。また、発電効率は、発電事業者９２の設備において、燃料の単位発熱量当たりで、発電される電力であり、過去の発電データにより予め求めておいた値を用いる。
【００２８】
つぎに、代替燃料使用率をαとし、残りの１−αを化石燃料使用率として、ステップ５０２で求めた燃料必要量をまかなう代替燃料および化石燃料を購入した場合の燃料価格を下式により算出する（５０３，５０４）。
【００２９】
燃料価格＝（１−α）×燃料必要量×化石燃料単価×化石燃料利用割引係数＋α×燃料必要量×代替燃料単価×代替燃料利用割引係数
この燃料価格を、この代替燃料使用率αを予め定めた初期値α０から予め定めたα’ずつ増加させて、０＜α＜（代替燃料の最大利用可能率αｍａｘ）の範囲でそれぞれ求め、記憶する（ステップ５０５，５０６）。
【００３０】
そして、記憶した燃料価格の中から最低の燃料価格を選択し、その燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを、購入期間Ｔ１についての最適値として記憶する（ステップ５０７）。
【００３１】
つぎに、ステップ５０８において、期間Ｔを予め定めた期間Ｔ２（例えば１週間）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ２についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。
【００３２】
再び、ステップ５０８で期間Ｔを予め定めた期間Ｔ３（例えば１ヶ月）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ３についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。
【００３３】
これを、予め定めた最長購入期間Ｔｍａｘに達するまで繰り返す。
【００３４】
つぎに、ステップ５０７で各期間Ｔｎについて記憶した最低燃料価格に、それぞれ、下式のように、予め定めた発電計画変動リスク係数をかけ、各期間Ｔｎについて燃料購入評価パラメータを算出する。
【００３５】
燃料購入評価パラメータ＝燃料価格×発電計画変動リスク係数
この発電計画変動リスク係数は、期間Ｔｎの途中で、燃料単価や必要発電出力が変動する可能性を考慮して定めた係数であり、通常、期間が長いほど高くなる。求めた各期間Ｔｎについての燃料購入評価パラメータのうち、最小のものを選択し、その期間Ｔｎを購入期間Ｔとして選定する（ステップ５１０）。
【００３６】
ステップ５１０で選定した購入期間Ｔについて、ステップ５０７で格納されている代替燃料使用率αを読み出し、このαを用いて、下式により化石燃料発注量、代替燃料発注量を算出する（ステップ５１１）。ただし、下式において燃料必要量は、ステップ５１０で選定した購入期間Ｔについて、ステップ５０２で求めた燃料必要量である。
【００３７】
化石燃料発注量＝（１−α）×燃料必要量
代替燃料発注量＝α×燃料必要量
これにより、図５の代替燃料および化石燃料の発注量を算出するステップが終了する（図４のステップ４０３）。
【００３８】
つぎに、図４のステップ４０４にすすみ、上記ステップ２１１で算出した、化石燃料発注量、代替燃料発注量を発注する情報を、通信制御装置２１１から燃料供給事業者にネットワークを介して送信する。ただし、発電事業者に化石燃料及び代替燃料の在庫が有る場合には、それを差し引いて発注することも可能である。そして、次のステップ４０５で、上記ステップ５１０、５１１で選定した期間Ｔについての運転計画を作成する。具体的には、選定した代替燃料使用率αで、ステップ５０２の発電出力を得るために、ボイラ装置１３０に供給すべき化石燃料量及び代替燃料量を計算する。また、その条件に適した空気量を求める。求めた化石燃料および代替燃料の供給量および空気量を、供給量調整装置１１３，１２２，１６１に設定すべき値として、運転計画を作成する。この運転計画を通信制御装置２１１から発電事業者９２の運転制御装置３３に送信する。
【００３９】
つぎに、ステップ４０６に進み、下式により代替燃料拡販メリット料を算出する。ただし、代替燃料利用割引係数は、ステップ４０１で燃料供給業者９１から受け取った係数であり、代替燃料発注量は、ステップ４０３で求め、ステップ４０４で発注した代替燃料発注量である。
【００４０】
代替燃料拡販メリット料＝代替燃料発注量×代替燃料利用割引係数
このメリット料は、燃料サービス事業者９３が代替燃料を発注したことにより、販売が拡大し、燃料供給事業者が得たメリットに対する対価である。上記式では、代替燃料発注量に代替燃料利用割引係数をかけることにより求めているが、この式に限らず、燃料供給事業者９１との間に予め契約で定めた方法により求める。例えば、別途定めたメリット係数を代替燃料発注量にかけることにより求めることが可能である。求めた代替燃料拡販メリット料を請求する請求書は、通信制御装置２１１を介して、燃料供給事業者９１に送信する（ステップ４０７）。
【００４１】
つぎに、ステップ４０８に進み、燃料代低減メリット料を算出する。このステップ４０８を図６を用いて詳しく説明する。まず、ステップ６０１において、下式により、化石燃料代と代替燃料代とを求め、両者を合計した燃料代を求める。ただし、化石燃料単価および代替燃料単価は、上記ステップ４０１により燃料供給事業者９１から取り込んだ値を用い、化石燃料消費量および代替燃料消費量は、ステップ４０２で発電事業者９２から取り込んだ値を用いる。
【００４２】
化石燃料代＝化石燃料単価×化石燃料消費量
代替燃料代＝代替燃料単価×代替燃料消費量
燃料代＝化石燃料代＋代替燃料代
つぎに、ステップ６０２で、代替燃料消費量に相当する発熱量を得るために必要な化石燃料量（相当化石燃料消費量）を下式から求める。これは、代替燃料を使用しなかった場合に、代替燃料分の発熱量を得るために消費されていたと推測される化石燃料量を表している。
相当化石燃料消費量＝代替燃料消費量×代替燃料変換係数
なお、代替燃料変換係数は、ステップ４０１において取り込んだものであり、代替燃料変換係数＝化石燃料発熱量／代替燃料発熱量×発電効率変化補正係数
である。
【００４３】
また、発電効率変化補正係数は、化石燃料に比べクリーンな代替燃料を使用することで発電効率が向上する効果を補正する係数である。
【００４４】
つぎに、上記ステップ６０２で求めた相当化石燃料消費量を用いて、代替燃料を使用せず化石燃料のみを使用していた場合にかかったと推定される燃料代を算出する。
【００４５】
相当燃料代＝化石燃料代＋（代替燃料価格×相当化石燃料消費量）
また、上記ステップ６０２で求めた相当化石燃料消費量を用いて、代替燃料を使用せず化石燃料のみを使用していた場合に、脱硝装置２０２で必要であったと推定されるアンモニア量（相当脱硝装置ユーティリティ使用量）を算出する。ただし、脱硝装置ユーティリティ算出係数は、発電事業者のボイラ装置１３０において、単位あたりの化石燃料消費量を燃焼させた場合に脱硝装置２０２で必要となるアンモニア量を定めたものであり、過去の化石燃料消費量と脱硝装置２０２のアンモニア消費量との関係から求めておいたものである。
【００４６】
相当脱硝装置ユーティリティ使用量＝（相当化石燃料消費量＋化石燃料消費量）×脱硝装置ユーティリティ算出係数
求めた相当脱硝装置ユーティリティ使用量から、代替燃料を使用したことにより、低減した脱硝装置２０２の運転コスト（脱硝装置ユーティリティ低減分）を下式により求める（ステップ６０４）。ただし、脱硝装置ユーティリティ単価は、脱硝装置２０２で使用するアンモニアの単価である。脱硝装置ユーティリティ使用量は、ステップ４０２で取り込んだ値である。
【００４７】
脱硝装置ユーティリティ低減コスト＝脱硝装置ユーティリティ単価×（相当脱硝装置ユーティリティ使用量−脱硝装置ユーティリティ使用量）
つぎに、ステップ６０１，６０３、６０５で求めた燃料代、相当燃料代、脱硝装置ユーティリティ低減コストから、下式により燃料代低減メリット料を算出する（ステップ６０６）。
【００４８】
燃料代低減メリット料＝（（燃料代−相当燃料代）＋脱硝装置ユーティリティー低減コスト）×予め定めた係数
これにより、図６の燃料代低減メリット料を算出するステップが終了する（図４のステップ４０８）。
【００４９】
なお、上式では代替燃料を使用したことにより低減した燃料代および脱硝装置の運転コストに予め定めた係数を掛けた値をメリット料としているが、低減したコストそのもの（上記予め定めた係数＝１）をメリット料とすることも可能である。
【００５０】
つぎに、図４のステップ４０９に進み、上記ステップ４０８で算出した燃料代低減メリット料を請求する請求書を、通信制御装置２１１から発電事業者９２にネットワークを介して送信する。発電事業者９２が請求金額を銀行等に振り込み、そのことをネットワークを介して発電事業者９２が燃料サービス事業者９３に知らせた場合、燃料サービス事業者９３の通信制御装置２１１がそれを受信し、演算制御部３５は経理処理を実施する（ステップ４１０、４１１）。
【００５１】
また、ステップ４０７で請求した代替燃料拡販メリット料を燃料供給事業者９１が銀行等に振り込み、そのことをネットワークを介して燃料供給事業者９１が燃料サービス事業者９３に知らせた場合、燃料サービス事業者９３の通信制御装置２１１がそれを受信し、演算制御部３５は経理処理を実施する（ステップ４１２、４１３）。
【００５２】
つぎに、発電事業者９２の運転制御装置３３の制御動作について、図７のフローチャートを用いて説明する。
【００５３】
運転制御装置３３は、燃料サービス事業者９３が図４のステップ４０５で送信した運転計画を通信制御装置２１０により受信したならば、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（ステップ７０１，７０２）。ここでは、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放度を受け取っている。それに従って、供給量調整装置１６１，１１３，１１２を制御する。これにより、選定した代替燃料使用率αでボイラ装置１３０に化石燃料量及び代替燃料量を供給することができ、適切な空気量を燃焼させて、所望の発電出力を得ることができる。発電設備の各プラント機器の構造およびその動作については、後で具体的に説明する。
【００５４】
つぎに、ステップ７０３に進み、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（脱硝装置ユーティリティー使用量）を、通信制御装置２１０を介して燃料サービス事業者に送信する。
【００５５】
また、燃料サービス事業者９３からの燃料代低減メリット料の請求書を通信制御装置２１０が受信した場合には、経理処理を実施して銀行等に料金を振り込み、燃料代低減メリット料を支払ったことを知らせる通知を、通信制御装置２１０を介して燃料サービス事業者９３に送信する（ステップ７０４，７０５）。燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４１０でこの通知を受け取る。
【００５６】
また、燃料供給事業者９１からの燃料代請求書を通信制御装置２１０が受信した場合には、経理処理を実施して銀行等に料金を振り込み、燃料代を支払ったことを知らせる通知を燃料供給事業者９１に送信する（ステップ７０６，７０７）。さらに、燃料供給事業者９１からの燃料発送通知を通信制御部２１０が受信した場合には、納品された燃料を受け取る資材処理を実施し、化石燃料貯蔵部１１２，代替燃料貯蔵部１２１に収容する。燃料受け取りを知らせる通知を化石燃料貯蔵部１１２，代替燃料貯蔵部１２１から受け取ったならば、燃料受領通知を通信制御装置２１０を介して燃料供給事業者９１に送信する。
【００５７】
つぎに、燃料供給事業者９１の配送制御装置３１の制御動作について、図８のフローチャートを用いて説明する。
【００５８】
まず、配送制御装置３１は、燃料サービス事業者９３から化石燃料および代替燃料の発注書を通信制御装置２１３が受信したならば、配送部２１４に配送指令を出力し、化石燃料および代替燃料を発電事業者９２に納品する（ステップ８０１，８０２）。これと同時に、発送通知を発電事業者９２に通信制御装置２１３から送信する。
【００５９】
また、燃料代を下記のように算出する（ステップ８０３）。
【００６０】
化石燃料代＝化石燃料発注量×化石燃料単価
代替燃料代＝代替燃料発注量×代替燃料単価
燃料代＝化石燃料代＋代替燃料代
つぎのステップ８０４で、発電事業者９２が図７のステップ７０９で送信した燃料受領通知を受信したならば、上記燃料代を請求する請求書を通信制御装置２１３から発電事業者９２に送信する（ステップ８０５）
発電事業者９２が図７のステップ７０５で送信した燃料代支払い通知を受信したならば、経理処理を実施する（ステップ８０６，８０７）。また、燃料サービス事業者９３が図４のステップ４０７で送信した代替燃料拡販メリット料の請求書を受信したならば、経理処理を実施して料金を銀行等に振り込み、メリット料支払い通知を燃料サービス事業者９３に送信する（ステップ８０８，８０９）
ここで、発電事業者９２のプラント機器の構成と、運転制御装置３３によるそれらの制御について図３を用いて具体的に説明する。
【００６１】
発電事業者９２は、化石燃料貯蔵部１１２として石炭貯蔵ホッパを有し、石炭貯蔵ホッパからの化石燃料供給量を調整する供給量調整装置１１３としてロータリーバルブが備えられている。また、代替燃料を貯蔵する代替燃料貯蔵部１２１は貯蔵タンクであり、代替燃料供給量を調整する供給量調整装置１２２として流量調整弁を備えている。また、空気量を調整する供給量調整装置１６１として、通風装置を備えている。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、不図示の粗粉砕装置により粗粉砕され、化石燃料貯蔵部１１２に貯蔵され、供給量調整装置（ロータリーバルブ）１１３により石炭粉砕装置１１４に供給される。供給量は、供給量調整装置（ロータリーバルブ）１１３の回転数を運転制御装置３３が制御することにより調整される。石炭は、石炭粉砕装置で１００μｍ以下に粉砕される。微粉砕された石炭は、空気の供給調整装置（通風装置）１６１から供給された空気の一部である搬送空気１０４により石炭ボイラ装置の石炭バーナ１３１へ搬送される。この搬送空気量は石炭重量の約１０％である。また、空気の供給調整装置（通風装置）１６１からの残りの空気１０３は、直接石炭バーナ１３１に供給される。
【００６２】
一方、代替燃料１０５は、代替燃料貯蔵部（貯蔵タンク）１２１からポンプ１６３により押し出される。この供給量は、供給量調整装置（流量調整弁）１２２を運転制御装置３３が制御することにより調整される。代替燃料１０５の添加量は、石炭供給量に対して質量比で０〜５０％の範囲である。代替燃料１０５は、添加部１２３により搬送空気１０４に合流して、石炭粉砕装置１１４に供給される。添加された代替燃料は、微粉炭状の石炭１０２とともにボイラ装置１３０のバーナ１３１に供給される。代替燃料１０５の添加方法には、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、あるいは固体供給方式等のうち適した方式を採用することができる。
【００６３】
石炭バーナ１３１では、石炭１０２、搬送空気１０４、及び空気供給調整装置（通風装置）１６１からの直接の空気１０３を接触させ、石炭を燃焼させる。石炭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（ＨＯＯ・）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一酸化窒素（ＮＯ）を、二酸化窒素（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、一酸化炭素、水素、シアン（ＨＣＮ）、アンモニア（ＮＨ３）およびこれらに関連する化合物あるいはラジカル類によりＮ２に還元される。代替燃料としてジメチルエーテルを添加した場合は、生成したアルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）がＮＯ２の還元に寄与する。また、代替燃料１０５としてメタノールを添加した場合は、メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）が生成し、ＮＯ２の還元剤として作用することができる。上述のヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）、アルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）、　メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）及びその他のラジカル類は、ラジカル内に酸素原子を含み、この酸素原子を供与することで酸化剤として作用することができる。
【００６４】
また、微粉炭中に多く含まれる縮合芳香族化合物は、ブタン、ペンタン等の脂肪族化合物あるいはベンゼン、トルエン等の単環の芳香族化合物に比較して安定であり、酸化されにくい。従って縮合芳香族化合物を多く含む、炭化の進んだ瀝青炭あるいは無煙炭等では着火しづらい。通常の微粉炭バーナで無煙炭等の燃えにくい石炭を燃焼させる場合、着火に要する時間が長く、燃焼が不充分になり、燃焼効率が低下し、灰中未燃分が増加する恐れがある。代替燃料を添加することにより、縮合芳香族化合物を多く含む石炭の着火を促進する作用も得られる。すなわち、添加された代替燃料は、容易に分解して、ヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）、アルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）、　メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）及びその他のラジカル類を生成する。これらラジカルは活性が高く、微粉炭に含まれる縮合芳香族化合物と反応することができる。これにより、微粉炭への着火を促進することができる。
【００６５】
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、あるいは蒸気により吸収される。また、この水冷管で吸収しきれない熱は、石炭燃焼室下流の煙風道に設置された伝熱管１３３を流れる水、あるいは蒸気１０６によりさらに吸収される。熱を吸収することにより蒸気となった水により、タービンを回転させ発電を行う。
【００６６】
また、石炭ボイラ装置１３０から出る排ガス１０７は、ガス中のＮＯｘ等の濃度が排ガスセンサ３４により検出される。排ガス中のＮＯｘは脱硝装置２０２により除去され、排ガス中のダストは集塵装置１５１により除去される。具体的には、脱硝塔１５３にアンモニア供給部１５４から供給されたアンモニアを噴霧し、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から大気へ放出する。
【００６７】
化石燃料貯蔵部１１２および代替燃料貯蔵部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。また、脱硝装置２０２のアンモニア供給部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。これらの出力は、排ガスセンサ３４の出力とともに、運転制御装置３３が、図７のステップ７０３において燃料サービス事業者９３に出力される。
【００６８】
このように本実施の形態の発電事業の支援システムによれば、発電事業者９２と燃料供給事業者９１との間に、燃料サービス事業者９３が介在する。この燃料サービス事業者９３が上述のような事業を行うことにより、発電事業者９２は、経費の負担をすることなく代替燃料の使用に必要な機器８ａの導入を受けることができ、しかも、定期点検および補修を受けることができる。また、発電事業者９２は、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添加割合で代替燃料を添加して運転を行うための運転計画を受け取ることができる。したがって、この運転計画に従って、運転を行うことにより、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電を行うことができる。また、燃料の発注は、燃料サービス事業者９３が行うため、燃料発注の事務処理に必要なコストを削減することができる。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るＮＯｘの総量が低減するため、脱硝装置２０２で除去しきれずに外部に排出されるＮＯｘの量を低減することができ、環境に配慮したクリーンな発電を行うことができる。
【００６９】
一方、燃料供給事業者９１は、燃料サービス事業者９３の事業によって発電事業者９２が代替燃料を購入するため、安定した需要が保証される。したがって、複数のプラントで低コストに大量生産することが可能となる。このように生産した代替燃料を、発電事業者９２が安定的に購入することにより、燃料供給事業者９１は、利益を上げることができる。また、大量生産により供給が安定すると共に、生産価格も下がるため、代替燃料の単価が安くなり、発電事業者９２からの需要がますます高まるという、好ましい循環を生まれる。
【００７０】
また、燃料サービス事業者９３は、機器８ａの経費負担という初期投資は必要であるものの、その後は、最適な代替燃料添加量の計算や発注という演算処理のみで、発電事業者９２および燃料供給事業者９１の両者からメリット料１２ａ、３ａを受け取ることができるため、初期投資分を回収して利益をえることができる。
【００７１】
また、機器製造事業者９４は、機器８ａの製造および点検・補修を行い、燃料サービス事業者９３からその費用の支払いを受けることにより、利益を上げることができる。
【００７２】
なお、第１の実施の形態では、燃料供給事業者９１が代替燃料のみならず化石燃料も供給し、燃料サービス事業者９３は、代替燃料および化石燃料を燃料供給事業者９１に発注する構成であったが、化石燃料は別の燃料供給事業者に発注する構成や、化石燃料は発電事業者が自分で発注する構成にすることも可能である。
（第２の実施の形態）
第２の実施の形態では、国や地方公共団体等が、発電事業者９２に対して、排出した窒素化合物（ＮＯｘ）総量や硫黄酸化物（ＳＯｘ）総量や二酸化炭素（ＣＯ２）総量などに応じた環境税の支払いを求める法律が制定されている場合を想定した発電事業の支援システムである。
【００７３】
以下、窒素酸化物規制が導入された場合を例にとり、発電事業の支援システムを図９等を用いて説明する。
【００７４】
発電事業者９２は、国や地方公共団体等の環境管理事業者９５から、排出した窒素化合物（ＮＯｘ）の総量にかかる課税係数（環境排出制約条件）を受け取る（矢印１４）。発電事業者９２の運転制御装置３３は、この課税係数（環境排出制約条件）を知らせる情報を通信制御装置２１０により燃料サービス事業者９３に送信する。
【００７５】
燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０２でこの課税係数を受信する。また、ステップ４０３（図５のステップ５０１〜５１１）で燃料発注量を計算する際に、化石燃料と代替燃料を燃焼させた際に発生するＮＯｘの量を算出し、このＮＯｘを脱硝装置で脱硝するためにかかるコストを求める。また、脱硝装置で除去しきれず煙突１５５から排出されるＮＯｘの量を求め、これにかかる課税額を求める。これらの脱硝装置のコストと課税額とを燃料コストに加味した金額が最低となる、代替燃料の使用率αを求める。
【００７６】
また、燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０８、４０９で燃料代低減メリット料を計算および請求する際に、これに加えて環境排出低減メリット料を計算し、請求する（図９の矢印１５）。環境排出低減メリット料は、代替燃料を使用したことにより低減した環境税に見合う金額である。発電事業者９２がメリット料を銀行等に振り込み、その支払い通知を燃料サービス事業者９３に通知する（図９の矢印１６）。燃料サービス事業者９３は、ステップ４１１、４１２で、発電事業者９２から燃料代低減メリット料に加えて、環境排出低減メリット料の支払い通知を受け取り、その経理処理も実施する。
【００７７】
図９に示しているように、他の構成は第１の実施の形態の発電事業の支援システムと同様であるので、同様である部分については説明を省略し、異なる部分のみを以下詳しく説明する。
【００７８】
第２の実施の形態の発電事業の支援システムで、第１の実施の形態とは異なる部分として、図４のステップ４０３（図５のステップ５０１〜５１１）で燃料発注量を算出する方法について説明する。
【００７９】
第２の実施の形態では、図５のステップ５０３で燃料価格を算出する際に、化石燃料と代替燃料を燃焼させた際に発生するＮＯｘの量を算出し、このＮＯｘを脱硝装置２０２で脱硝するためにかかるコストを求める。また、脱硝装置２０２で除去しきれず煙突１５５から排出されるＮＯｘの量を求め、これにかかる課税額を求める。これらの脱硝装置２０２のコストと課税額とを燃料コストに加味した金額が最低となる、代替燃料の使用率αを求める。具体的には、代替燃料使用率をαとし、残りの１−αを化石燃料使用率として、ステップ５０２で求めた燃料必要量をまかなう代替燃料および化石燃料を購入した場合の燃料価格を下式により算出する。ただし、化石燃料によるＮＯｘ発生係数は、燃料必要量の１単位に相当する化石燃料をボイラ装置１３０で燃焼させた場合に発生するＮＯｘの量であり、予め求めておいた値である。代替燃料によるＮＯｘ発生係数についても、燃料必要量の１単位に相当する代替燃料をボイラ装置１３０で燃焼させた場合に発生するＮＯｘの量であり、予め求めておいた値である。脱硝装置ユーティリティ単価は、ＮＯｘの単位量を脱硝装置２０２で脱硝するために必要なアンモニアのコストであり、予め求めておいた値である。脱硝装置除去率は、排気ガス中のＮＯｘのうち脱硝装置２０２で除去できるＮＯｘの割合であり、除去しきれないＮＯｘは煙突１５５から排出される。環境排出課税係数は、図９の矢印９１４により発電事業者９２から受け取った課税係数である。
【００８０】
燃料価格＝（１−α）×燃料必要量×化石燃料単価×化石燃料利用割引係数＋α×燃料必要量×代替燃料単価×代替燃料利用割引係数
ＮＯｘ発生量＝（１−α）×燃料必要量×（化石燃料によるＮＯｘ発生係数）＋α×燃料必要量×（代替燃料によるＮＯｘ発生係数）
脱硝装置ユーティリティーコスト＝ＮＯｘ発生量×脱硝装置ユーティリティー単価
環境税＝ＮＯｘ発生量×（１−脱硝装置除去率）×環境排出課税係数
合計金額＝燃料価格＋脱硝装置ユーティリティーコスト＋環境税
この合計価格を、この代替燃料使用率αを予め定めた初期値α０から予め定めたα’ずつ増加させて、０＜α＜（代替燃料の最大利用可能率αｍａｘ）の範囲でそれぞれ求め、記憶する（ステップ５０５，５０６）。
【００８１】
そして、記憶した燃料価格の中から最低の燃料価格を選択し、その燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを、購入期間Ｔ１についての最適値として記憶する（ステップ５０７）。
【００８２】
つぎに、ステップ５０８において、期間Ｔを予め定めた期間Ｔ２（例えば１週間）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ２についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。以下、第１の実施の形態と同様に、図５の各ステップを行い、上記合計金額が最低となる化石燃料発注量、代替燃料発注量を算出する。
【００８３】
また、燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０８、４０９で燃料代低減メリット料を計算および請求する際に、これに加えて環境排出低減メリット料を計算し、請求する（図９の矢印１５）。環境排出低減メリット料は、代替燃料を使用したことにより低減した環境税に見合う金額であり、以下の数式により計算する。ただし、１日当たりの燃料必要量は、ステップ５０２で求めた値である。化石燃料によるＮＯｘ発生係数は、ステップ５０４で用いた係数である。実際ＮＯｘ発生量は、センサ３４の出力を１日分積分して求めた１日当たりの実際のＮＯｘ発生量である。
【００８４】
相当ＮＯｘ発生量＝（１日当たりの燃料必要量）×（化石燃料によるＮＯｘ発生係数）
環境排出低減メリット料＝（相当ＮＯｘ発生量−実際ＮＯｘ発生量）×（１−脱硝装置除去率）×環境排出課税係数
このように第２の実施の形態の発電事業の支援システムによれば、第１の実施の形態の発電事業の支援システムで得られる効果に加えて以下のような効果が得られる。すなわち、燃料サービス事業者９３は、化石燃料のみを使用した場合よりも、燃料コストのみならず、環境税や脱硝装置のユーティリティコストを加味してコストが最低となるような代替燃料添加割合を求め、その運転計画を作成する。よって、発電事業者９２は、燃料サービス事業者９３から受け取った運転計画に従って、運転を行うことにより、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電を行うことができる。しかも、代替燃料を使用することにより、ボイラ装置１３０から排出されるＮＯｘの総量が低減するため、脱硝装置２０２で除去しきれずに外部に排出されるＮＯｘの量を低減することができ、環境税を節約できるとともに、環境に配慮したクリーンな発電を行うことができる。
【００８５】
なお、上述の実施の形態では、ＮＯｘの排出量の総量に環境税が課税される場合について説明したが、硫黄化合物（ＳＯｘ）、二酸化炭素（ＣＯ２）等の他の環境排出物について課税される場合についても、これらを環境税の計算に加味することにより、同様に処理することができる。また、課税方法は、法律によって定められるため、ＮＯｘ等の環境排出物の濃度が規定値を超えた場合に、規定値との差分に課税係数を掛け税額を求める場合もある。これらの場合も、上述の環境税の算出する数式として、これらの課税方法による環境税の算出数式を用いることにより、同様に環境排出低減メリット料および燃料発注量の算出を行うことが可能である。
【００８６】
また、第２の実施の形態において環境排出低減メリット料を求める際に、実際ＮＯｘ発生量としてボイラー装置１３０の出口のセンサ３４の出力を用いているが、煙突１５５の出口に別途センサを配置し、煙突出口での一日当たりのＮＯｘ発生量を求め、下式により環境排出低減メリット料を計算することも可能である。
【００８７】
環境排出低減メリット料＝（相当ＮＯｘ発生量×（１−脱硝装置除去率）−煙突出口ＮＯｘ発生量）×環境排出課税係数
【００８８】
【発明の効果】
本発明によれば、発電事業者が小さな負担で代替燃料を使用できる発電事業の支援方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施の形態の発電システムの全体構成を示す説明図。
【図２】本発明の第１の実施の形態の発電システムの制御部の構成を示すブロック図。
【図３】本発明の第１の実施の形態の発電システムの発電事業者のプラント機器の一例を示すブロック図。
【図４】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部の動作を示すフローチャート。
【図５】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部における、燃料発注量の演算動作を示すフローチャート。
【図６】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部における、燃料代低減メリット料の演算動作を示すフローチャート。
【図７】本発明の第１の実施の形態の発電システムの発電事業者の運転制御装置の動作を示すフローチャート。
【図８】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料供給事業者の配送制御装置の動作を示すフローチャート。
【図９】本発明の第２の実施の形態の発電システムの全体構成を示す説明図。
【符号の説明】
１　　　　　　燃料価格情報の流れを示す矢印
２　　　　　　発注情報の流れを示す矢印
３　　　　　　メリット料請求の流れを示す矢印
４　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
５　　　　　　燃料納入の流れを示す矢印
６　　　　　　燃料代の支払いの流れを示す矢印
７　　　　　　契約の関係を示す矢印
８　　　　　　機器費用の支払いの流れを示す矢印
９　　　　　　機器納入アフターサービスの提供の流れを示す矢印
１０　　　　　　運用条件情報の流れを示す矢印
１１　　　　　　運用計画の流れを示す矢印
１２　　　　　　メリット料請求のの流れを示す矢印
１３　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
１４　　　　　　環境排出制約条件（課税係数）情報のの流れを示す矢印
１５　　　　　　メリット料請求の流れを示す矢印
１６　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
１７　　　　　　補修情報の流れを示す矢印
２０　　　　　　化石燃料貯蔵部
２１　　　　　　代替燃料貯蔵部
３１　　　　　　燃料配送制御装置
３３　　　　　　運転制御装置
３４　　　　　　排ガスセンサー
３５　　　　　　演算制御装置
４２　　　　　　販売情報格納部
４３　　　　　　原料性状検出部
４５　　　　　　発電指令部
４７　　　　　　排出規制
９１　　　　　　燃料供給事業者
９２　　　　　　発電事業者
９３　　　　　　燃料サービス事業者
９４　　　　　　機器製造事業者
９５　　　　　　環境管理事業者
１０１　　　　　　空気
１０２　　　　　　石炭
１０５　　　　　　代替燃料
１１３　供給量調整部
１２２　　　　　　供給量調整部
１３０　　　　　　石炭ボイラ装置
１５１　　　　　　集塵装置
１５５　煙突
１６１　供給量調整部
２０２　脱硝装置
２１０，２１１，２１３　通信制御装置
２１２　異状診断装置
【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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