(57)【要約】【課題】電力会社のＣＯ2排出量を、電源構成及びその変化、負荷曲線を反映して電力の需給計画を作成し、ＣＯ2排出量を算出することでＣＯ2排出量を精度良く予測する。【解決手段】ＣＯ2排出量予測システムは、発電所の設備データ、電力の需要予測データ、発電所の定期点検などによる補修計画データ、他社からの受電計画・融通計画データ、燃料消費量計画データを入力するデータ入力手段１と、入力されたデータから電力の需給計画を作成する需給計画作成手段５と、作成された需給計画から燃料コストおよびＣＯ2排出量を算出する予測量算出手段６と、データ入力手段１からの入力データ、需給計画作成手段５により作成された需給計画と予測量算出手段６により算出された燃料コストおよびＣＯ2排出量を記憶するデータ記憶手段２と、データ記憶手段２に記憶された燃料コストおよびＣＯ2排出量をグラフィカルに出力するデータ出力手段３とを備える。【選択図】図１
2005196300.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを記憶する記憶手段と、
前記記憶手段に記憶された地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データを用いて電力の需給計画を作成する需給計画作成手段と、
前記需給計画作成手段により作成された電力の需給計画に基づいて燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を算出する予測量算出手段と、
前記予測量算出手段により算出された燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を出力する出力手段と
を具備したことを特徴とする温室効果ガス排出量予測システム。
【請求項２】
前記記憶手段には、ＣＯ2排出量にかかる排出ペナルティのデータが記憶されており、前記需給計画作成手段は、前記記憶手段に記憶された燃料コストとＣＯ2排出ペナルティとの総和を最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する手段を具備したことを特徴とする請求項１記載の温室効果ガス排出量予測システム。
【請求項３】
前記記憶手段には、ＣＯ2排出量を制約するデータが記憶されており、
前記需給計画作成手段は、前記記憶手段に記憶されたＣＯ2排出量の制約データを満たしつつ燃料コストを最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する手段を具備することを特徴とする請求項１記載のＣＯ2排出量予測システム。
【請求項４】
前記出力手段は、
前記予測量算出手段によって算出された燃料コスト、ＣＯ2排出量およびＣＯ2排出ペナルティの相関関係を示すグラフィック表示を行う手段を具備したことを特徴とする請求項１記載の温室効果ガス排出量予測システム。
【請求項５】
前記需要予測データを算出して前記記憶手段に記憶する需要予測手段を具備したことを特徴とする請求項１乃至４いずれか１記載の温室効果ガス排出量予測システム。
【請求項６】
コンピュータに処理を実行させるプログラムにおいて、
前記コンピュータを、
地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを記憶する記憶手段と、
前記記憶手段に記憶された地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データを用いて電力の需給計画を作成する需給計画作成手段と、
前記需給計画作成手段により作成された電力の需給計画に基づいて燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を算出する予測量算出手段と、
前記予測量算出手段により算出された燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を出力する出力手段
として機能させるプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、例えば電力会社などにおいて火力発電プラントを含む全電源設備から排出される例えばＣＯ2（二酸化炭素）などの温室効果ガスの排出量を予測する温室効果ガス排出量予測システム、プログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
例えば電力会社などにおいて、エネルギー転換部門のＣＯ2排出量の削減ポテンシャルを計算する場合、新エネルギーの導入によるＣＯ2排出削減量を含めて計算する必要がある。削減ポテンシャルとは、可能性としてどれだけ見積もれるかという書面上の計算値である。新エネルギーとは、例えば風力発電、燃料電池、潮力発電など、温室効果ガスを排出しない発電方式である。
この場合、従来は、電力消費削減量に全電源平均排出係数をかけて低位水準の排出削減量を計算し、電力消費削減量に石炭火力排出係数を掛けて高位水準の排出削減量を計算していた。低位水準とは、例えば風力発電を加えるなどの追加措置でどれだけ変わるかということを算出するものである。高位水準とは、例えば石炭火力の代わりに風力発電などを利用した場合にどれだけ変わるかということを算出するものである。
また、原子力発電利用率の向上に対しては石炭火力発電の削減により、火力発電の燃料転換に対しては、石炭からＬＮＧへ排出係数を変更することにより、ＣＯ2排出削減量を予測することが既に知られている（たとえば非特許文献１参照）。
従来の予測方法の場合、ＣＯ2排出削減量を低位水準と高位水準というようにいくつかのケースに分けて予測しており、ＣＯ2排出量の削減ポテンシャルに大きな幅が存在する。
【非特許文献１】環境省地球環境局「温室効果ガス削減技術シナリオ策定調査検討会報告書（第2部）,平成13年3月,pp.9-11」
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
このため、各対策による排出削減量を適切に評価することができないという問題があった。また、上述のような電力消費に伴うＣＯ2の排出は、電源構成及びその変化、負荷曲線によって大きく変化するが、これらの変動要素は加味されておらず、現実的なＣＯ2排出量の予測が行えないという問題があった。さらに、国としての政策で例えば環境税あるいは炭素税などが導入され、電力会社に税負担が余儀なくされた場合、発電所の発電設備の稼働率が変化することが予想されるが、従来の技術ではその影響までは評価できないという問題があった。
【０００４】
本発明はこのような課題を解決するためになされたもので、電源構成や負荷曲線の変化に対応し、温室効果ガスの排出量を精度良く予測でき、また、温室効果ガスの排出量のペナルティが発電コストおよび温室効果ガスの排出量に与える影響を定量的に評価できる温室効果ガス排出量予測システム、プログラムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
上記した課題を解決するために、請求項１記載の発明の温室効果ガス排出量予測システムは、地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを記憶する記憶手段と、前記記憶手段に記憶された地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データを用いて電力の需給計画を作成する需給計画作成手段と、前記需給計画作成手段により作成された電力の需給計画に基づいて燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を算出する予測量算出手段と、前記予測量算出手段により算出された燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を出力する出力手段とを具備したことを特徴とする。
【０００６】
請求項２記載の発明の温室効果ガス排出量予測システムは、請求項１記載のＣＯ2排出量予測システムにおいて、前記記憶手段には、ＣＯ2排出量にかかる排出ペナルティのデータが記憶されており、前記需給計画作成手段は、前記記憶手段に記憶された燃料コストとＣＯ2排出ペナルティとの総和を最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する手段を具備したことを特徴とする。
【０００７】
請求項３記載の発明の温室効果ガス排出量予測システムは、請求項１記載のＣＯ2排出量予測システムにおいて、前記記憶手段には、ＣＯ2排出量を制約するデータが記憶されており、前記需給計画作成手段は、前記記憶手段に記憶されたＣＯ2排出量の制約データを満たしつつ燃料コストを最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する手段を具備することを特徴とする。
【０００８】
請求項４記載の発明の温室効果ガス排出量予測システムは、請求項１記載のＣＯ2排出量予測システムにおいて、前記出力手段は、前記予測量算出手段によって算出された燃料コスト、ＣＯ2排出量およびＣＯ2排出ペナルティの相関関係を示すグラフィック表示を行う手段を具備したことを特徴とする。
【０００９】
請求項５記載の発明の温室効果ガス排出量予測システムは、請求項１乃至４いずれか１記載のＣＯ2排出量予測システムにおいて、前記需要予測データを算出して前記記憶手段に記憶する需要予測手段を具備したことを特徴とする。
【００１０】
請求項６記載の発明のプログラムは、コンピュータに処理を実行させるプログラムにおいて、前記コンピュータを、地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを記憶する記憶手段と、前記記憶手段に記憶された地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データを用いて電力の需給計画を作成する需給計画作成手段と、前記需給計画作成手段により作成された電力の需給計画に基づいて燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を算出する予測量算出手段と、前記予測量算出手段により算出された燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を出力する出力手段として機能させることを特徴とする。
【００１１】
本発明では、地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データと、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電設備の定期点検による補修計画データと、他からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを利用して電力の需給計画を作成するので、電源構成及びその変化、負荷曲線などの変動要素を加味した現実的なＣＯ2排出量の予測を行うことができる。また、作成した電力の需給計画に基づいて燃料コストおよびＣＯ2排出量の予測量を算出するので、ＣＯ2などの温室効果ガスの排出量を精度良く予測できる。
また、燃料コストとＣＯ2排出ペナルティとの総和を最小化する発電設備の起動停止計画を作成して経済的に負荷を配分するので、ＣＯ2の排出量のペナルティが発電コストおよびＣＯ2の排出量に与える影響を定量的に評価できる。さらに、ＣＯ2排出量の制約データを満たしつつ燃料コストを最小化する発電設備の起動停止計画を作成して経済的に負荷を配分するので、経済性までを加味したＣＯ2排出量の予測を行うことができる。つまり、国としての政策で例えば環境税あるいは炭素税などが導入され、電力会社に税負担が余儀なくされた場合、予想される発電所の発電設備の稼働率の変化の影響までを考慮した評価を行うことができる。
さらに、予測した燃料コスト、ＣＯ2排出量およびＣＯ2排出ペナルティの３者の相関関係を一つの画面でグラフ化して表示することで、ＣＯ2排出量に対する排出枠の範囲内でＣＯ2排出ペナルティをどのくらいにすれば、燃料コストがいくらになり、排出枠を遵守した発電所の運用が実現できるかが容易に分かるようになる。
【発明の効果】
【００１２】
以上説明したように本発明によれば、電源構成や負荷曲線の変化に対応し、温室効果ガスの排出量を精度良く予測でき、また、温室効果ガスの排出量のペナルティが発電コストおよび温室効果ガスの排出量に与える影響を定量的に評価できる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１３】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して詳細に説明する。
（第１実施形態）
図１は本発明に係る第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図である。図１に示すように、この第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムは、たとえばコンピュータなどにより実現され、キーボード、マウス、外部入力インターフェースなどのデータ入力手段１、メモリ、ハードディスク装置などのデータ記憶手段２、モニタ、プリンタ、外部出力インターフェースなどのデータ出力手段３、ＣＰＵなどの演算手段４、ハードディスク装置にインストールされ、演算手段４により実行されるプログラムとしての需給計画作成手段５および予測量算出手段６、需要予測手段７などを備えている。
【００１４】
データ入力手段１は、ＣＯ2などの温室効果ガスを排出する発電設備の設備データ、温室効果ガスをほぼ排出しない（地球温暖化に寄与しない）発電設備の設備データ１０、電力の需要予測データ２０、発電所の定期点検などによる補修計画データ３０、他社からの受電計画・融通計画データ４０、出水予測データ５０、および燃料消費量計画データ６０、燃料のＣＯ2排出係数７０などを入力するものである。
温室効果ガスを排出する発電設備としては、火力発電所の火力発電ユニット（以下火力ユニットと称す）などがある。火力ユニットの熱源としては、たとえば石炭、石油、ＬＮＧなどの化石燃料である。
温室効果ガスをほぼ排出しない発電設備としては、たとえば自流式水力発電所の水力ユニット、貯水池式水力発電所の貯水池式水力ユニット、揚水式発電所の揚水ユニット、風力発電所の風力ユニット、原子力発電所の原子力ユニットなどがある。
発電所の設備データ１０は、発電所の名前、ユニット、最大出力・最小出力、最小運転時間・最小停止時間、運転開始時期、などの運転に関するデータである。
この他、たとえば火力ユニットに対しては、熱消費量特性、燃料の発熱量、燃料単価、起動コストなどのコストデータが含まれている。また、貯水池式水力ユニットに対しては、貯水池容量のデータが含まれている。さらに、揚水ユニットに対しては貯水池容量および揚水総合効率のデータが含まれる。
【００１５】
発電所の設備データ１０の中の運転開始時期には、将来運転が開始されると予想される発電所のデータが含まれる。
【００１６】
需要予測データ２０は、データ入力手段１から入力する以外に、需要予測手段５にて作成する。需要予測手段７は、たとえば過去の実績データの同月同週同曜日のデータの平均値から、年間の需要パターンの比率トレンドを算出し、最大需要予測値を比率配分することにより年間の需要を算出する。
補修計画データ３０には、原子力発電所の補修計画データ３１、自流式水力発電所の補修計画データ３２、貯水池式水力発電所の補修計画データ３３、火力発電所の補修計画データ３４、揚水発電所の補修計画データ３５が含まれる。
出水予測データ５０には、自流式水力発電所の出水予測データ５１、貯水池式水力発電所の出水予測データ５２、揚水発電所の出水予測データ５３が含まれる。
【００１７】
データ記憶手段２は、データ入力手段１により入力された上記入力データを記憶し、また、演算手段４および需給計画作成手段５によって作成された需給計画データ１００、燃料コストデータ１１０、およびＣＯ2排出量データ１２０などの出力データを記憶するものである。
需給計画データ１００には、原子力発電所による発電計画１０１、自流式水力発電所による発電計画１０２、貯水池式水力発電所による発電計画１０３、火力発電所の起動停止計画１０４、揚水発電所の運転計画１０５、火力発電所の発電計画１０６が含まれる。
これらのデータがデータ入力手段１より入力されてデータ記憶手段２に記憶される。
【００１８】
データ出力手段３は、データ記憶手段２に記憶されているデータおよび予測結果のＣＯ2排出量を表示画面にグラフィカルに出力および／または印刷出力するものである。
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶されている入力データから、需給計画データ１００を作成する。
需給計画作成手段５は、火力発電所の初期起動停止計画１０４を作成する上で、火力ユニットの燃料費特性を計算する手段として例えば燃料費特性計算プログラムを有しており、データ記憶手段２に記憶されたデータ（設備データ１０など）をパラメータとして燃料費特性計算プログラムに設定し、火力ユニットの燃料費特性を計算する。
具体的には、燃料費特性計算プログラムは、次の式（１）で表される計算式をプログラムしたものであり、各パラメータの値を入力（設定）することで火力ユニットの燃料費特性を計算することができる。
【００１９】
Fi(Pi) =(Hi(Pi)/HVi)×Ci ,  i=1,…,N                 式（１）
N：ユニット数
Pi：ユニットiの発電機出力[MW]
Fi(Pi)：ユニットiの燃料費[\/h]
Hi(Pi)：ユニットiの熱入力[kJ/h]  
HVi：ユニットiの燃料発熱量[kJ/t]あるいは[kJ/kl]
Ci：ユニットiの燃料単価[\/t]あるいは[\/kl]
【００２０】
予測量算出手段６は、需給計画作成手段５により作成された電力の需給計画データ１００に基づいて燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を算出する。
需要予測手段７は、需要予測データ２０を算出してデータ記憶手段２に記憶する。
【００２１】
すなわち、このＣＯ2排出量予測システムは、地球温暖化ガスを排出する発電設備の設備データ、地球温暖化に寄与しない発電設備の設備データと、電力の需要予測データと、発電所の定期点検などによる補修計画データと、他社からの受電計画・融通計画データと、燃料消費量計画データとを入力するデータ入力手段１と、このデータ入力手段１により入力されたデータから電力の需給計画データ１００を作成する需給計画作成手段５と、この需給計画作成手段５により作成された電力の需給計画データ１００に基づいて燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を算出する予測量算出手段６と、データ入力手段１により入力されたデータ、需給計画作成手段５により作成された需給計画データ１００、および予測量算出手段６により算出された燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を記憶するデータ記憶手段２と、このデータ記憶手段２に記憶された燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を出力するデータ出力手段３とを備える。
【００２２】
次に、図２〜図４を参照してこの第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの動作を説明する。図２は第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの動作を示すフローチャート、図３は一日の電力の需要予測に対して電力会社で持ち得る各電源を配分して発電所の運転計画を作成する運転計画図、図４（ａ）は火力発電ユニットの燃料費特性を表す図、図４（ｂ）は増分燃料費−発電単価特性を示す図である。
需給計画作成手段５は、まずデータ記憶手段２から電力の需要予測データ２０を読み込む（図２のステップＳ１）。
一日の電力の需要予測データ２０は、図３に示すグラフの点線で示されるものであり、この需要予測に対してどのように電源を効率よく配分してゆくかがポイントになる。
【００２３】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２から、他社からの受電計画・融通計画データ４０を読み込み、ステップＳ１の処理で設定された需要予測データ２０から差し引いて、自社発電分担需要２１を算出する（ステップＳ２）。
【００２４】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された原子力発電所の原子力ユニットの補修計画データ３１を参照して、原子力発電所による発電計画１０１を作成し、ステップＳ２で算出された自社発電分担需要２１から差し引いて、水力火力分担需要２２を算出する（ステップＳ３）。
【００２５】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された自流式水力発電所の水力ユニットの補修計画データ３２および出水予測データ５１を参照して、自流式水力発電所による発電計画１０２を作成し、ステップＳ３で算出された水力火力分担需要２２から差し引いて、貯水揚水火力分担需要２３を算出する（ステップＳ４）。
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された貯水池式水力発電所の水力ユニットの補修計画データ３３および出水予測データ５２を参照して、貯水池式水力発電所による発電計画１０３を作成し、ステップＳ４で算出された貯水揚水火力分担需要２３から差し引いて、揚水火力分担需要２４を算出する（ステップＳ５）。
貯水池式水力発電所による発電計画１０３は、貯水池容量および発電所の最大出力を考慮してピークカットを行うように作成する。
【００２６】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された火力発電所の火力ユニットの補修計画データ３４を参照して、ステップＳ５で算出された揚水火力分担需要２４に対し、火力発電所の初期起動停止計画１０４（図３のベース火力計画、ピーク・ミドル火力計画）を作成する（ステップＳ６）。
この初期起動停止計画１０４は、たとえば並列優先順位に基づく方法により作成される。
【００２７】
ここで、並列優先順位に基づく方法について説明する。
図４（ａ）に示すように、火力発電ユニットの燃料費特性を表すものとする。ここに示されている燃料費特性図の曲線上の１点と原点とを結ぶ直線の傾きμ＝Ｆ（Ｐ）／Ｐは出力Ｐにおける発電単価を表し、曲線の接線の傾きλは増分燃料費を表す。発電単価が最も小さくなるのは、原点から燃料費特性曲線に接線を引いたときで、この接線では、増分燃料費λ＝μminの関係が成り立つ。一般に発電単価が最も小さくなる出力は、発電ユニットの定格出力付近の値である。
【００２８】
次に、出力を変化させながら、発電単価μと増分燃料費λを計算してゆくと、図４（ｂ）に示すような曲線（λ−μ特性）が得られる。複数の発電ユニットが運転されているときには、各ユニットの増分燃料費λが等しくなるように出力配分されるので、同じ増分燃料費λに対して発電単価μの小さなユニットから並列（運転）してゆくのが経済的である。このように決定された火力機の並列順位に応じて、負荷が大きい時間帯では、順次並列し、逆に負荷が小さい時間帯では、順次停止してゆく。
実際の起動停止計画では、発電ユニットからの制約、たとえば最小運転・停止時間制約（一旦停止すれば、一定時間経たないと起動できない）や発電所運用における制約、たとえばＢＧＴ（同一発電所内で同時に複数のユニットの起動操作、停止操作はできない）さらには、系統運用上の制約、たとえば特定の送電線に一定以上の潮流を流せないといった潮流制約など、非常に多くの制約を考慮しなければならない。
【００２９】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された揚水発電所の揚水ユニットの補修計画データ３５および出水予測データ５３を参照して、揚水発電所の初期運転計画１０５（図３の揚水用動力、揚水式水力）を作成し、火力発電所の初期起動停止計画１０４を修正して、需要曲線に適した火力発電所の起動停止計画１０６を作成する（ステップＳ７）。
【００３０】
揚水発電所の初期運転計画１０５は、火力発電所の持ち替えによるメリットの有無を導出することにより作成することができる。
火力発電所の持ち替えによるメリットＭは、次式（２）で表される。
Ｍ＝（Ｃ1・Ｐ）＋Ｓ−（Ｃ2・Ｐ／η）
＝（Ｃ1−Ｃ2／η）・Ｐ＋Ｓ                  式（２）
ここで、Ｐ：昼間ピーク帯低効率火力低減電力量
Ｃ1：低効率火力単価
Ｃ2：深夜高効率火力増分単価（揚水資源）
Ｓ：低効率火力の起動費
η：揚水総合効率，Ｃ2／η：揚水発電単価
【００３１】
需給計画作成手段５は、ステップＳ６で算出された揚水火力分担需要に対し、ステップＳ７で作成された火力発電所の起動停止計画１０６に基づいて、下記式（３）の水火協調方程式を解き、火力発電所の発電計画１０７および揚水発電所の発電計画１０８を作成し（ステップＳ８）、データ記憶手段２に記憶する。水火協調とは、水を最大限有効に利用して火力燃料費を最小にすることをいう。
【００３２】
【数１】
2005196300.tif 000003
但し、λt (t=1,2,3…,l)：未定乗数
γj(j=1,2,3…,m)：未定乗数
【数２】
2005196300.tif 000004
は、j水力発電ユニットがさらに出力を単位量増加させるのに必要な水量を示す。
γ：増分水単価、P：電気出力［MW］、Ｗ：水量［ｍ3/sec］、Ｈ：貯水池水位
詳細には、
【非特許文献２】丸善株式会社発行,小向敏彦・色川彰一・加藤政一著,「電力システム工学」,pp.133〜138参照
【００３３】
予測量算出手段６は、ステップＳ７で需給計画作成手段５の算出結果、つまりデータ記憶手段２の火力発電所の発電計画１０７に基づき、データ記憶手段２に記憶されている次の計算式（式（４）、式（５）、式（６））にしたがって、燃料コストおよびＣＯ2排出量を算出し、燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を作成し（ステップＳ９）、データ記憶手段２に記憶する。
【００３４】
N    T
燃料コスト＝Σ   Σ  Fi(Pi(t))                      式（４）
i=1  t=1
N   T
ＣＯ2排出量＝Σ  Σ  Ei(Pi(t))                      式（５）
i=1  t=1
Ei(Pi) =(Hi(Pi)/HVi)×COEi ,  i=1,…,N        式（６）
但し、Ei(Pi)：ユニットiのＣＯ2排出量[t-ＣＯ2/h]
COEi：ユニットiの燃料ＣＯ2排出係数[t-ＣＯ2/t]あるいは[t-ＣＯ2/kl]
【００３５】
算出後、直ちに、あるいは所定の出力操作があった場合に、予測量算出手段６は、データ記憶手段２の算出結果の燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０をデータ出力手段３へ出力する。
データ出力手段３は、データ記憶手段２から入力された算出結果の燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０をグラフ形式で表示する。グラフ形式で表示する具体例について図７で後述する。
【００３６】
このようにこの第１実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムによれば、電力会社のＣＯ2排出量を、電源構成及びその変化、負荷曲線を反映して精度良く予測することができる。電源構成や負荷曲線の変化を考慮して需給計画を作成し、ＣＯ2排出量を算出するので、ＣＯ2排出量を精度良く予測することができる。
【００３７】
（第２実施形態）
次に、図５を参照して本発明に係る第２実施形態のＣＯ2排出量予測システムについて説明する。図５は本発明による第２実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図である。
【００３８】
図５に示すように、第２実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムは、たとえばコンピュータなどにより実現され、キーボード、マウス、外部入力インターフェースなどのデータ入力手段１、メモリ、ハードディスク装置などのデータ記憶手段２、モニタ、プリンタ、外部出力インターフェースなどのデータ出力手段３、ＣＰＵなどの演算手段４、ハードディスク装置にインストールされ、演算手段４により実行されるプログラムである需給計画作成手段５および予測量算出手段６、需要予測手段７などを備えている。
データ入力手段１は、ＣＯ2などの温室効果ガスを排出する発電設備の設備データ、温室効果ガスをほぼ排出しない（地球温暖化に寄与しない）発電設備の設備データ１０、電力の需要予測データ２０、発電所の定期点検などによる補修計画データ３０、他社からの受電計画・融通計画データ４０、出水予測データ５０、および燃料消費量計画データ６０、燃料のＣＯ2排出係数７０、ＣＯ2排出量に対するペナルティ係数８０などを入力するものである。
温室効果ガスを排出する発電設備としては、火力発電所の火力発電ユニット（以下火力ユニットと称す）などがある。火力ユニットの熱源としては、たとえば石炭、石油、ＬＮＧなどの化石燃料である。
温室効果ガスをほぼ排出しない発電設備としては、たとえば自流式水力発電所の水力ユニット、貯水池式水力発電所の貯水池式水力ユニット、揚水式発電所の揚水ユニット、風力発電所の風力ユニット、原子力発電所の原子力ユニットなどがある。
発電所の設備データ１０は、発電所の名前、ユニット、最大出力・最小出力、最小運転時間・最小停止時間、運転開始時期、などの運転に関するデータである。
この他、たとえば火力ユニットに対しては、熱消費量特性、燃料の発熱量、燃料単価、起動コストなどのコストデータが含まれている。また、貯水池式水力ユニットに対しては、貯水池容量のデータが含まれている。さらに、揚水ユニットに対しては貯水池容量および揚水総合効率のデータが含まれる。
【００３９】
発電所の設備データ１０の中の運転開始時期には、将来運転が開始されると予想される発電所のデータが含まれる。
【００４０】
需要予測データ２０は、データ入力手段１から入力する以外に、需要予測手段５にて作成する。需要予測手段７は、たとえば過去の実績データの同月同週同曜日のデータの平均値から、年間の需要パターンの比率トレンドを算出し、最大需要予測値を比率配分することにより年間の需要を算出する。
補修計画データ３０には、原子力発電所の補修計画データ３１、自流式水力発電所の補修計画データ３２、貯水池式水力発電所の補修計画データ３３、火力発電所の補修計画データ３４、揚水発電所の補修計画データ３５が含まれる。
出水予測データ５０には、自流式水力発電所の出水予測データ５１、貯水池式水力発電所の出水予測データ５２、揚水発電所の出水予測データ５３が含まれる。
【００４１】
データ記憶手段２は、データ入力手段１により入力された上記入力データを記憶し、また、演算手段４によって作成された需給計画データ１００、燃料コストデータ１１０、およびＣＯ2排出量データ１２０などの出力データを記憶するものである。
需給計画データ１００には、原子力発電所による発電計画１０１、自流式水力発電所による発電計画１０２、貯水池式水力発電所による発電計画１０３、火力発電所の起動停止計画１０４、揚水発電所の運転計画１０５、火力発電所の発電計画１０６が含まれる。
これらのデータがデータ入力手段１より入力されてデータ記憶手段２に記憶される。
【００４２】
データ出力手段３は、需給計画データ１００、燃料コストデータ１１０、ＣＯ２排出量データ１２０、ＣＯ2排出ペナルティ１３０などのデータ記憶手段２に記憶されているデータ（予測結果のＣＯ2排出量）を表示画面にグラフィカルに出力および／または印刷出力するものである。つまり、データ出力手段３は、予測量算出手段６によって算出された燃料コストデータ１１０、ＣＯ2排出量データ１２０およびＣＯ2排出ペナルティ１３０の相関関係を示すグラフを表示する。
【００４３】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶されている入力データから、需給計画データ１００を作成し、燃料コストデータ１１０、ＣＯ2排出量データ１２０およびＣＯ2排出ペナルティ１３０を算出する。
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された燃料コストデータ１１０とＣＯ2排出ペナルティ１３０との総和を最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する。
需給計画作成手段５は、火力ユニットの燃料費特性を計算する手段として例えば燃料費特性計算プログラムを有しており、データ記憶手段２に記憶されたデータ（設備データ１０など）をパラメータとして燃料費特性計算プログラムに設定し、火力ユニットの燃料費特性を計算する。
【００４４】
具体的には、燃料費特性計算プログラムは、次の式（７）で表される計算式をプログラムしたものであり、各パラメータの値を入力（設定）することで、ＣＯ2排出ペナルティを考慮した火力ユニットの燃料費特性を計算することができる。
F’i(Pi) = Fi(Pi) + COP×Ei(Pi),  i=1,…,N           式（７）
但し、F’i（Pi）：ＣＯ2排出ペナルティを考慮したユニットiの燃料費[\/h]
COP：ＣＯ2排出ペナルティ係数[\/t-ＣＯ2]
【００４５】
すなわち、この第２実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムにおいて、第１実施形態との違いは、データ入力手段１によって入力されるデータにＣＯ2排出量に対するペナルティ係数８０が含まれておりデータ記憶手段２に記憶される点と、需給計画作成手段５は、火力発電所の起動停止計画１０６や発電計画１０７を作成する上で、火力ユニットの燃料費特性を、式（１）に代わって式（７）を利用して行い、ＣＯ2排出ペナルティを計算する点である。
【００４６】
このようにこの第２実施形態のＣＯ2排出量予測システムによれば、電力会社に対して例えば環境税や炭素税などの税負担が余儀なくされ、ＣＯ2排出量に対してペナルティが課せられる場合にも、これを考慮した需給計画を作成できるので、ＣＯ2排出ペナルティの発電コストやＣＯ2排出量に対する影響を定量的に評価することができる。
つまり、ＣＯ2排出ペナルティを考慮して、電力会社のＣＯ2排出量を、精度良く予測することができ、想定した環境税による経営への影響を適切に評価することができる。
【００４７】
（第３実施形態）
次に、図６を参照して本発明に係る第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムについて説明する。図６はこの第３実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図である。
【００４８】
図６に示すように、第３実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムは、たとえばコンピュータなどにより実現され、キーボード、マウス、外部入力インターフェースなどのデータ入力手段１、メモリ、ハードディスク装置などのデータ記憶手段２、モニタ、プリンタ、外部出力インターフェースなどのデータ出力手段３、ＣＰＵなどの演算手段４、ハードディスク装置にインストールされ、演算手段４により実行されるプログラムである需給計画作成手段５および予測量算出手段６、需要予測手段７などを備えている。
データ入力手段１は、ＣＯ2などの温室効果ガスを排出する発電設備の設備データ、温室効果ガスをほぼ排出しない（地球温暖化に寄与しない）発電設備の設備データ１０、電力の需要予測データ２０、発電所の定期点検などによる補修計画データ３０、他社からの受電計画・融通計画データ４０、出水予測データ５０、および燃料消費量計画データ６０、燃料のＣＯ2排出係数７０、ＣＯ2排出量を制約する係数としてのＣＯ2排出量制約９０などを入力するものである。
【００４９】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶されたＣＯ2排出量の制約データであるＣＯ2排出量制約９０を満たしつつ燃料コストを最小化する発電設備の起動停止計画を作成して負荷を経済的に配分する。
【００５０】
すなわち、第３実施形態に係るＣＯ2排出量予測システムにおいて、第１実施形態との違いは、データ入力手段１によって入力されるデータにＣＯ2排出量制約９０が含まれる点と、需給計画作成手段５がＣＯ2排出量制約９０を考慮した火力発電所の起動停止計画１０６および発電計画１０７を作成する点にある。
【００５１】
以下、図７を参照してこの第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムの動作を説明する。図７は第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムの動作を示すフローチャートである。
この第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムの場合、需給計画作成手段５は、まずデータ記憶手段２から電力の需要予測データ２０を読み込む（図７のステップＳ１１）。
【００５２】
続いて、需給計画作成手段５は、データ記憶手段２から、他社からの受電計画・融通計画データ４０を読み込み、ステップＳ１の処理で設定された需要データ２０から差し引いて、自社発電分担需要２１を算出する（ステップＳ１２）。
【００５３】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された原子力発電所の原子力ユニットの補修計画データ３１を参照して、原子力発電所による発電計画１０１を作成し、ステップＳ１２で算出された自社発電分担需要２１から差し引いて、水力火力分担需要２２を算出する（ステップＳ１３）。
【００５４】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された自流式水力発電所の水力ユニットの補修計画データ３２および出水予測データ５１を参照して、自流式水力発電所による発電計画１０２を作成し、ステップＳ１３で算出された水力火力分担需要２２から差し引いて、貯水揚水火力分担需要２３を算出する（ステップＳ１４）。
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された貯水池式水力発電所の水力ユニットの補修計画データ３３および出水予測データ５２を参照して、貯水池式水力発電所による発電計画１０３を作成し、ステップＳ１４で算出された貯水揚水火力分担需要２３から差し引いて、揚水火力分担需要２４を算出する（ステップＳ１５）。
貯水池式水力発電所による発電計画１０３は、貯水池容量および発電所の最大出力を考慮してピークカットを行うように作成することができる。
【００５５】
需給計画作成手段５は、予めメモリにいくつか設定されている中から、適当なＣＯ2排出ペナルティ係数ＣＯＰを初期値として設定する（ステップＳ２０）。
そして、需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された火力発電所の火力ユニットの補修計画データ３４を参照して、ステップＳ１５で算出された揚水火力分担需要２４に対し、式（７）の火力ユニットの燃料費特性計算式を用いて火力発電所の初期起動停止計画１０４を作成する（ステップＳ１６）。
この初期起動停止計画１０４は、上記図４（ａ），図４（ｂ）に示した並列優先順位に基づく方法により作成される。
【００５６】
需給計画作成手段５は、データ記憶手段２に記憶された揚水発電所の揚水ユニットの補修計画データ３５および出水予測データ５３を参照して、揚水発電所の初期運転計画１０５を作成し、火力発電所の初期起動停止計画１０４を修正し、火力発電所の起動停止計画１０６を作成する（ステップＳ１７）。
揚水発電所の初期運転計画１０５は、火力発電所の持ち替えによるメリットの有無を導出することにより作成することができる。火力発電所の持ち替えによるメリットＭは、上記式（２）で表される。
【００５７】
需給計画作成手段５は、ステップＳ１６で算出された揚水火力分担需要に対し、ステップＳ１７で作成された火力発電所の起動停止計画１０６に基づいて、式（７）の火力ユニットの燃料費特性計算式を用いて上記水火協調方程式を解き、火力発電所の発電計画１０７および揚水発電所の発電計画１０８を作成し（ステップＳ１８）、データ記憶手段２に記憶する。
予測量算出手段６は、ステップＳ７で需給計画作成手段５の算出結果、つまりデータ記憶手段２の火力発電所の発電計画１０７に基づき、データ記憶手段２に記憶されている式（４）、式（５）、式（６）にしたがって、燃料コストおよびＣＯ2排出量を算出し、燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０を作成する（ステップＳ１９）。
予測量算出手段６は、算出（作成）したＣＯ2排出量データ１２０とＣＯ2排出量制約９０とを比較して、ＣＯ2排出量制約９０としてメモリに記憶されている上限から下限までの範囲内にＣＯ2排出量データ１２０が入っているか否かを判定する。
この判定結果、ＣＯ2排出量データ１２０がＣＯ2排出量制約９０の範囲内に入っていれば、つまりＣＯ2排出量制約９０に十分近ければ、ＣＯ2排出量データ１２０が収束したものと判定して計算を終了し（ステップＳ２１）、計算結果の燃料コストデータ１１０およびＣＯ2排出量データ１２０をデータ出力手段３へ出力する。
【００５８】
つまり、この第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムにおいて、第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの処理（図１のフローチャート）との違いは、ステップＳ２０において、適当なＣＯ2排出ペナルティ係数ＣＯＰを初期値として設定し、第２実施形態による火力ユニットの燃料費特性の式（６）を用いて、火力発電所の起動停止計画１０６および発電計画１０７を作成し（ステップＳ１６〜Ｓ１８）、ＣＯ2排出量データ１２０を算出し（ステップＳ１９）、算出したＣＯ2排出量データ１２０とＣＯ2排出量制約９０とを比較して、ＣＯ2排出量データ１２０がＣＯ2排出量制約９０に十分近ければ、収束したものと判定して計算を終了する（ステップＳ２１）。
例えば、ＣＯＰ初期値を設定する段階（ステップＳ２０）で、適当なＣＯＰ初期値として０を設定、すなわち、ＣＯ2の排出量にペナルティをまったくかけないという条件で、ＣＯ2排出量データ１２０を算出し、これがＣＯ2排出量制約９０を満足しなければ、ＣＯＰを増加させ、ＣＯ2排出量の多い発電コストを相対的に大きくして再度演算することで、ＣＯ2排出量を相対的に小さくするような発電所の運転計が得られる。このように、ＣＯＰの設定とＣＯ2排出量データ１２０の演算をＣＯ2排出量制約９０を満足するまで繰り返すことで、解を求める。
一方、比較の結果、ＣＯ2排出量データ１２０がＣＯ2排出量制約９０に近くなければ、ＣＯ2排出ペナルティ係数ＣＯＰの設定値を次の値で更新し（ステップＳ２２）、ステップＳ１６へ戻り、ＣＯ2排出量の収束計算を繰り返し行う。
【００５９】
このようにこの第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムによれば、ＣＯ2排出量に対して排出枠（ＣＯ2排出量制約９０）が課せられた場合、つまり排出制限を受けた場合にも、ＣＯ2排出量制約９０に近づけるように電源と電力の需給計画を作成でき、排出枠を遵守しつつ発電コストを精度良く見積もることができる。
つまりＣＯ2排出量の制約を遵守した場合の燃料コストを精度よく算出することができ、ＣＯ2排出量の制約による経営への影響を適切に評価することができる。
【００６０】
（第４実施形態）
次に、上記各実施形態のＣＯ2排出量予測システムにおいて、予測したＣＯ2排出量および燃料コストをグラフィカルに出力する例について説明する。
上記ＣＯ2排出量予測システムのデータ出力手段３は、図８に示すように、１つの画面の右半分にＣＯ2排出ペナルティと燃料コストの関係を表し、左半分にＣＯ2排出量と燃料コストの関係を表すグラフ形式のＣＯ2排出量予測画面を表示する。この画面の内容は、プリンタにより印刷出力することができる。
このグラフィック表示により、たとえば、排出ペナルティが０円／t-CO2の場合、右のグラフから、燃料コストは１億円であり、排出ペナルティを３千円／t-CO2にすると、燃料コストが１億３千万円になり、排出ペナルティが１億５千万であるから、１億５千万−１億３千万＝２千万円が増加分あることが分かる。
また、このときのＣＯ2排出量は、左のグラフから、排出ペナルティが０円／t-CO2（燃料コストが１億円）の場合には１８万トン、排出ペナルティが３千円／t-CO2（燃料コストが１億３千万円）の場合には１０万トンであることが分かる。
【００６１】
そして、たとえば、ＣＯ2排出量に対する排出枠（ＣＯ2排出量制約９０）が、１３万トンである場合には、ＣＯ2排出量に対する排出ペナルティを千円／t-CO2にすることにより、燃料コスト１億１千万円で、排出枠を遵守した発電所の運用が実現できることが分かる。本図のコスト曲線や排出量曲線は、第１実施形態から第３実施形態の各ＣＯ2排出量予測システムの予測結果に適用することができる。
【図面の簡単な説明】
【００６２】
【図１】本発明に係る第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図。
【図２】第１実施形態のＣＯ2排出量予測システムの動作を示すフローチャート。
【図３】一日の電力の需要予測に対して電力会社で持ち得る各電源を配分して発電所の運転計画を作成する運転計画図。
【図４】（ａ）は火力発電ユニットの燃料費特性を表す図。          （ｂ）は増分燃料費−発電単価特性を示す図。
【図５】本発明に係る第２実施形態のＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図。
【図６】本発明に係る第３実施形態のＣＯ2排出量予測システムの構成を示す図。
【図７】図５のＣＯ2排出量予測システムにおける需給計画作成動作を示すフローチャート。
【図８】上記各実施形態におけるＣＯ2排出量予測システムの計算結果出力画面を示す図。
【符号の説明】
【００６３】
１…データ入力手段、２…データ記憶手段、３…データ出力手段、４…演算手段、５…需給計画作成手段、６…予測量算出手段、７…需要予測手段、１０…設備データ、２０…需要予測データ、２１…自社発電分担需要、２２…水力火力分担需要、２３…貯水揚水分担需要、２４…揚水火力分担需要、２５…火力分担需要、３０…補修計画データ、４０…受電計画・融通計画データ、５０…水力出水予測データ、６０…燃料計画データ、７０…ＣＯ2排出係数、８０…ＣＯ2排出ペナルティ係数、９０…ＣＯ2排出量制約、１００…需給計画データ、１０１…原子力発電所発電計画、１０２…自流式水力発電所発電計画、１０３…貯水池式水力発電所発電計画、１０４…火力発電所初期起動停止計画、１０５…揚水発電所初期運転計画、１０６…火力発電所起動停止計画、１０７…火力発電所運転計画、１０８…揚水発電所運転計画、１１０…燃料コストデータ、１２０…ＣＯ2排出量データ、１３０…ＣＯ2排出ペナルティ。
【図１】
2005196300.tif 000005
【図２】
2005196300.tif 000006
【図３】
2005196300.tif 000007
【図４】
2005196300.tif 000008
【図５】
2005196300.tif 000009
【図６】
2005196300.tif 000010
【図７】
2005196300.tif 000011
【図８】
2005196300.tif 000012