(57)【要約】【課題】  取引電力がある場合において、最適な取引単価を算出する。【解決手段】  取引電力がない場合において、各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出する第１の算出部１１（２１）と、取引電力がある場合において、各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用を第２の条件にしたがって算出する第２の算出部１２（２２）と、上記第１の燃料費用と、上記合計費用とが等しくなるように演算し、取引単価を算出する取引単価算出部１３（２３）とを備える。１の条件  ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））  Ｐｇ＝ΣＰｉａ第２の条件  ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ  Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ【選択図】  図２
2007244160.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出する第１の算出手段と、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用を第２の条件にしたがって算出する第２の算出手段と、
上記第１の燃料費用と、上記合計費用とが等しくなるように演算し、取引単価を算出する取引単価算出手段とを備えることを特徴とする取引単価算出装置。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【請求項２】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出し、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用を第２の条件にしたがって算出し、
上記第１の燃料費用と、上記合計費用とが等しくなるように演算し、取引単価を算出することを特徴とする取引単価算出方法。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【請求項３】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出し、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用を第２の条件にしたがって算出し、
上記第１の燃料費用と、上記合計費用とが等しくなるように演算し、取引単価を算出することをコンピュータに実行させるためのプログラム。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【請求項４】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出する第１の算出手段と、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用を第２の条件にしたがって算出する第２の算出手段と、
上記第１の燃料費用と上記第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出する取引単価算出手段とを備えることを特徴とする取引単価算出装置。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＣは、第２の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【請求項５】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出し、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用を第２の条件にしたがって算出し、
上記第１の燃料費用と上記第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出することを特徴とする取引単価算出方法。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＣは、第２の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【請求項６】
取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出し、
取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用を第２の条件にしたがって算出し、
上記第１の燃料費用と上記第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出することをコンピュータに実行させるためのプログラム。
第１の条件；
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
第２の条件；
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＣは、第２の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、系統に繋がれている各発電機の増分燃料費が等しくなるように出力を調整し、全発電機の燃料費用の総和が最小となるように各発電機の負荷配分を算出し、取引電力がある場合における最適な取引単価を算出する取引単価算出装置及び方法並びにプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
電力取引の売り取引あるいは買い取引を行うことは、発電機の出力に影響を与えることになる。売り取引の場合には、その電力分、火力発電機あるいは揚水発電機の出力を増発し、買い取引の場合には、その電力分、火力発電機あるいは揚水発電機の出力を抑制することになる。また、深夜火力発電機の出力が最低で買い取引を行う場合は、揚水発電機の揚水増となる。なお、揚水発電機の出力に影響を与えることは、結果として、火力発電機の出力に影響を与えることになる。
【０００３】
ところで、火力発電機の運転は、燃料費用が最小となるよう計画し、運用されている。ここで、各火力発電機の出力を最経済にする手法として、各発電機の燃料費用特性を２次近似式で表し、この式を発電機出力で微分した増分燃料費が各発電機で等しくなるように出力を調整し、トータル燃料費用が最小となる手法、いわゆる等増分燃料費法（等λ法）が一般的に用いられている（例えば、特許文献１参照。）。
【０００４】
【特許文献１】特願平１１−２００６５３号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ここで、現在の電力取引においては、市場原理が導入されており、電力取引による火力発電機の燃料費用に与える影響から取引単価の計算を支援する技術が必要となる。
【０００６】
また、電力取引を火力発電機の焚き増しや抑制により行う場合には、ＬＮＧ等の燃料制約や、燃料使用量の面における管理や、環境面（ＣＯ２等のガス排出量）における管理を支援する技術も必要となる。
【０００７】
そこで、本発明では、このような観点から、電力取引がある場合において、火力発電機の燃料費用に与える影響から取引単価の計算を支援する取引単価算出装置及び方法並びにプログラムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明に係る取引単価算出装置は、上述の課題を解決するために、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出する第１の算出手段と、取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用を第２の条件にしたがって算出する第２の算出手段と、上記第１の燃料費用と、上記合計費用とが等しくなるように演算し、取引単価を算出する取引単価算出手段とを備える。
【０００９】
ここで、第１の条件は、
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
であり、第２の条件は、
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ
である。但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００１０】
また、本発明に係る取引単価算出方法は、上述の課題を解決するために、上述した取引単価算出装置により、第１の条件にしたがって第１の燃料費用を算出し、第２の条件にしたがって合計費用を算出し、第１の燃料費用と第２の燃料費用が等しくなるように演算し、取引単価を算出する。
【００１１】
また、本発明に係るプログラムは、上述の課題を解決するために、上述した取引単価算出装置による一連の処理が行われ、第１の条件にしたがって第１の燃料費用を算出し、第２の条件にしたがって合計費用を算出し、第１の燃料費用と第２の燃料費用が等しくなるように演算し、取引単価を算出する。
【００１２】
本発明に係る取引単価算出装置は、上述の課題を解決するために、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用を第１の条件にしたがって算出する第１の算出手段と、取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用を第２の条件にしたがって算出する第２の算出手段と、上記第１の燃料費用と上記第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出する取引単価算出手段とを備える。
【００１３】
ここで、第１の条件は、
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
であり、第２の条件は、
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ
である。但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＣは、第２の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００１４】
また、本発明に係る取引単価算出方法は、上述の課題を解決するために、上述した取引単価算出装置により、第１の条件にしたがって第１の燃料費用を算出し、第２の条件にしたがって第２の燃料費用を算出し、第１の燃料費用と第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出する。
【００１５】
また、本発明に係るプログラムは、上述の課題を解決するために、上述した取引単価算出装置による一連の処理が行われ、第１の条件にしたがって第１の燃料費用を算出し、第２の条件にしたがって第２の燃料費用を算出し、第１の燃料費用と第２の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出する。
【発明の効果】
【００１６】
本発明によれば、取引単価変化計算又は燃料費用差分計算により取引単価を算出するので、発電計画から損失の発生しない取引単価を高速かつ容易に計算することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１７】
本発明は、火力発電機の運転計画（以下、発電機バランスという）から、系統に並列接続されている火力発電機の燃料費用の損失を回避する取引単価を算出するものである。なお、算出結果は、取引電力による火力発電機の燃料費用の変化から求められており、取引単価に人件費等の固定費を加味する場合には、当該算出結果に固定費分を補正する。また、本発明は、算出結果の取引単価から利益を想定した取引単価を指定することによる利益計算を行う機能や、取引電力の実施による火力発電機の燃料費用、使用量及びガス排出量等の変化を計算する機能も備えている。
【００１８】
本発明に係る演算装置１は、図１に示すように、入力された所定のデータが格納される格納部２と、格納部２に格納されているデータに基づいて所定の演算を行う演算部３とにより構成される。
【００１９】
格納部２は、例えば、キーボード等の操作により入力された、基本設定データが格納される基本設定データ格納部２Ａと、計算設定データが格納される計算設定データ格納部２Ｂとを備える。基本設定データは、発電機の並解列状態、燃料費用特性及び燃料単価等の等増分燃料費法により燃料費用を計算するために必要な基本データである。また、計算設定データは、取引単価を計算する際に必要となるデータであり、具体的には、並列中の発電機が賄う合計出力（以下、発電合計という）の時間帯別設定（以下、これを火力カーブという）データ及び、取引電力データである。なお、演算部３による演算によっては、さらに他の計算設定データが必要な場合がある。
【００２０】
演算部３は、ＣＰＵを備える処理装置である。また、演算部３は、計算設定データ格納部２Ｂに格納されている火力カーブに基づいて、電力取引の有無により燃料費用に損得が出ない取引単価を計算するために、取引単価変化計算処理及び燃料費用差分計算処理を行う機能を有している。また、演算部３は、演算結果からの再計算により、演算結果のデータに基づいて、取引単価を指定しての利益、あるいは利益を指定しての取引単価を計算する。
【００２１】
このようにして、演算装置１は、電力取引がある場合において、当該電力取引によって系統に並列接続されている火力発電機の燃料費用に与える影響を勘案して取引単価を求め、また、ＬＮＧ等の燃料制約や、燃料使用量の面における管理や、環境面（ＣＯ２等のガス排出量）における管理の支援を行う。以下に、具体的な構成とともに詳述する。なお、以下では、当該演算装置１を取引単価算出装置１０と呼ぶ。
【００２２】
取引単価算出装置１０は、図２に示すように、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用ＦＡを第１の条件にしたがって算出する第１の算出部１１と、取引電力がある場合において、各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用ＦＢを第２の条件にしたがって算出する第２の算出部１２と、第１の燃料費用ＦＡと、合計費用ＦＢとが等しくなるように演算し、取引単価を算出する取引単価算出部１３とを備える。
【００２３】
ここで、第１の条件は、
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
であり、第２の条件は、
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ
である。但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００２４】
＜取引単価変化計算＞
ここで、取引単価算出部１３による取引単価変化計算について図３を用いて詳述する。
【００２５】
取引単価変化計算は、設定した取引電力と発電合計から、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用ＦＡと、取引電力がある場合において、各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用と、当該取引電力にかかる費用との合計費用ＦＢとを算出し、合計費用ＦＢを求める際に、取引単価を任意の刻み幅で変化させ、燃料費用ＦＡと合計費用ＦＢとが等しくなる取引単価を求める手法である。
【００２６】
取引単価算出部１３は、図３のフローチャートに示すように、取引実施の時間帯（昼間又は夜間）を選択し（ステップＳ１）、取引種別（売り又は買い）を選択し（ステップＳ２）、深夜下げ代と火力予備力を入力する（ステップＳ３）。
【００２７】
また、取引単価算出部１３は、リスク分を考慮する場合には、リスク分の各種設定を行う（ステップＳ４）。取引単価算出部１３は、具体的には、需要想定誤差量と、火力発電機の最大時出力に対する抑制量を設定する。
【００２８】
また、取引単価算出部１３は、必要に応じて、昼夜間別の発電機バランスの設定を行う（ステップＳ５）。
【００２９】
また、取引単価算出部１３は、取引により出力を変化させる発電機の選択を行い（ステップＳ６）、取引単価の変化計算を開始する（ステップＳ７）。取引単価算出部１３は、ステップＳ７の工程により得られた取引単価に基づき、売り取引の場合には、当該取引単価以上に設定するように促し、また、買い取引の場合には、当該取引単価以下に設定するように促す（ステップＳ８）。
【００３０】
なお、取引単価算出部１３は、ステップＳ６の工程における選択では、系統に並列接続されている全発電機を選択したり、並列中の発電機の中から特定の燃料、例えば、油を燃料とする全発電機を選択したり、並列中の発電機から個別的に選択したりする。
【００３１】
また、取引単価変化計算は、計算条件を事前にある程度設定する必要がある「マニュアル計算」と、単純な入力作業で容易に計算を行う「自動計算」とがある。
【００３２】
マニュアル計算では、火力カーブ、取引電力（売りを負とし、買いを正とする。）、取引単価を計算する範囲（以下、計算範囲という。）、取引単価を計算する刻み（以下、刻みという。）、火力カーブの中で深夜設定発電合計のみ買い取引を行うかの選択（以下、深夜受電設定という。）を設定する。なお、深夜受電設定とは、夜間は買い取引の電力で揚水し、昼間はその電力で火力発電機を抑制する計算の設定のことである。
【００３３】
また、取引毎の設定項目は、次のように行う。「昼間売り取引単価」を求める場合には、昼間需要最大時の火力予備力が取引電力より大きいときには、取引電力、計算範囲、刻み及び昼間取引を行う時間帯の火力カーブを設定し、また、昼間需要最大時の火力予備力が取引電力より小さいときには、補正した取引電力（取引電力量分を夜間揚水するための焚上値とする）、計算範囲、刻み及び夜間取引電力分を揚水する時間帯の火力カーブを設定する。なお、昼間需要最大時の火力予備力が取引電力より小さい場合には、昼間火力発電機で売り取引電力を賄うだけの余力がないため、夜間火力発電機を焚き増し揚水した電力で取引を行う計算を行う（これを以下、揚水単価計算という。）。
【００３４】
また、昼間売り取引電力（２００ＭＷ）を８時間行う場合に、夜間４時間でその電力量を揚水するための取引電力の補正値は、
２００ＭＷ（取引電力）÷０．７（揚水効率）×８（売り取引）÷４（夜間揚水時間）≒５７１ＭＷ
のように算出する。
【００３５】
また、「昼間買い取引単価」を求める場合には、取引電力、計算範囲、刻み及び昼間取引を行う時間帯の火力カーブを設定する。
【００３６】
また、「夜間売り取引単価」を求める場合には、取引電力、計算範囲、刻み及び昼間取引を行う時間帯の火力カーブを設定する。
【００３７】
また、「夜間買い取引単価」を求める場合には、夜間需要最小時の下げ代が取引電力より大きいときには、取引電力、計算範囲、刻み及び昼間取引を行う時間帯の火力カーブを設定し、また、夜間需要最小時の下げ代が取引電力より小さいときには、取引電力、計算範囲、刻み及び深夜受電設定、夜間取引を行う時間帯の火力カーブと取引電力で揚水した電力を揚発で抑制する時間帯の火力カーブを設定する。なお、夜間需要最小時の下げ代が取引電力より小さい場合には、夜間買い取引電力分火力発電機を抑制するだけの余力がないため、買い取引電力で夜間揚水し、その電力で昼間火力発電機を抑制する計算（以下、揚発単価計算という。）を行う。
【００３８】
また、第２の算出部１２は、各種の取引単価を求めるために行った設定に基づいて、以下のようにして合計費用Ｂを求める。第２の算出部１２は、「売り取引単価」の場合には、火力カーブの各発電合計に取引電力を加算し、それを最適負荷配分した燃料費用から売り取引の費用を減算した値を合計費用ＦＢとして求め、また、「買い取引単価」の場合には、火力カーブの各発電合計に取引電力を減算し、それを最適負荷配分した燃料費用から買い取引の費用を加算した値を費用Ｂとして求める。
【００３９】
また、燃料費用ＦＡと合計費用ＦＢは、設定した計算範囲内で刻み単位毎に求め、格納しておく。
【００４０】
また、取引単価の計算結果は、燃料費用ＦＡと合計費用ＦＢが等しく取引による損得のない単価を示している。
【００４１】
ここで、取引単価の決定は、売り取引の場合、計算結果より大きい値にすることで利益が得られ、また、買い取引の場合、計算結果より小さい値にすることで利益が得られる。このようにして、取引単価変化計算を行う。
【００４２】
また、格納した燃料費用ＦＡと合計費用ＦＢは、取引単価を指定した利益と、利益を指定した取引単価とを求めるデータとして利用する。
【００４３】
また、上述したマニュアル計算では、最初は変化幅を広く刻みを粗くし、次に、変化幅を狭め、刻みを細かくすることで、合計費用ＦＢの計算時間を短縮することができる。
【００４４】
また、このような設定を自動で行い、設定を簡略化した処理が「自動計算」である。ここで、自動計算について述べる。
【００４５】
取引単価の自動計算を行うには、基本的に、取引種別（昼間又は夜間、あるいは売り取引又は買い取引）と、取引電力と、深夜最小時下げ代と、昼間最大時火力予備力とを設定する。
【００４６】
また、取引単価は、火力発電機の出力状態から取引を行った場合の燃料費用の変化により求められる。
【００４７】
揚水発電機が使用されている場合、深夜、昼間とも発電合計は、一定値になるため、自動計算では火力カーブを深夜下げ代と火力予備力から昼・夜各１断面としている。
【００４８】
なお、需要想定誤差等のリスクにより、損失が発生する可能性がある場合には、その誤差条件を設定することで、損失を回避する機能を備えている。
【００４９】
計算の方法については、図２に示すように上述したマニュアル計算と同様であり、変化幅と刻みは自動で設定し、調整する。
【００５０】
また、取引単価算出部１３は、ステップＳ４の工程で述べたように、取引単価を求める際に、リスクによる損失を回避する機能を備えている。例えば、需要想定に誤差を生じると、系統に並列接続されている発電機の出力に影響を与え、取引単価計算の燃料費用が変化する。この燃料費用の変化による損失を回避するために、当該損失（リスク）分を加味した取引単価を求めることが必要になる。需要想定は、売り取引の場合には、需要が高くなる方向（発電機を焚増しする方向）に誤差を生じると取引に損失が生じ、一方、買い取引の場合には、需要が低くなる方向（発電機を抑制する方向）に誤差を生じると取引に損失が出ることになる。
【００５１】
そこで、取引単価算出部１３は、需要想定誤差等のリスク分を設定して発電合計に補正をかけ、リスク分を加味した取引単価を求める。
【００５２】
また、取引単価算出部１３は、火力予備力と深夜下げ代（需要最小時の発電機合計出力下げ余力）を設定し、発電機の基本設定データを使用して、発電合計を決定する。また、発電合計に対しリスク分を加味するための補正を次に示すように行う。取引単価算出部１３は、「売り取引」の場合には、発電合計を設定する際の火力予備力を需要想定誤差分小さくする。なお、火力予備力値が需要想定誤差と取引電力の合計より小さい場合には、揚水単価計算により取引単価を求める。
【００５３】
また、取引単価算出部１３は、「買い取引」の場合には、発電合計を設定する際の火力予備力を需要想定誤差の分だけ大きくする。なお、昼間に需要の落ち込みによる発電機の抑制が想定される場合には、その抑制量を設定することで、火力予備力を需要想定誤差と昼間火力抑制量の合計分だけ大きくした発電合計とする。
【００５４】
取引単価は、取引により発電機の燃料費用の変化分に基づいて計算されている。また、電力取引により出力を変化させる発電機に対しては、通常、最適負荷配分による計算がされているが、取引単価算出部１３は、燃料使用量の制約等により並列中の発電機であっても電力取引により出力を変更しない場合には、燃料の種類あるいは指定した特定の発電機で絞り込むことで、取引単価を計算を行う（以下、発電機絞込み機能という）。
【００５５】
取引単価算出部１３は、発電機絞込み機能を利用することにより、基本設定データの並列中の発電機から指定した発電機以外を解列状態にし、取引単価の計算を行うことができる。
【００５６】
また、取引単価算出部１３は、昼間又は夜間別に発電機の並解列の設定を行うことにより、ＤＳＳ（夜間発電機を解列すること）を加味した取引単価の計算を行うことができる。
【００５７】
ここで、上述した内容をまとめる。取引単価算出装置１０は、以下の（１）式乃至（４）式に基づいて、取引単価を算出する。なお、（１）式及び（２）式は、上述した第１の条件に対応し、（３）式及び（４）式は、上述した第２の条件に対応している。
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））・・・（１）
Ｐｇ＝ΣＰｉａ・・・（２）
ＦＢ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｂ２＋ｂｉ×Ｐｉｂ＋ｃｉ））＋Ｃｙ×Ｐｙ・・・（３）
Ｐｇ＝ΣＰｉｂ＋Ｐｙ・・・（４）
但し、ＦＡは、第１の燃料費用を示し、ＦＢは、合計費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｂは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｃｙは、取引単価を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００５８】
したがって、第１の燃料費用ＦＡは、（１）式及び（２）式により、発電合計が「Ｐｇ」となるように各発電機を最適負荷配分した場合の燃料費用として算出される。
【００５９】
また、合計費用ＦＢは、（３）式及び（４）式により、発電合計が「Ｐｇ−Ｐｙ」となるように各発電機を最適負荷配分した場合の燃料費用と取引費用との合計として算出される。
【００６０】
また、取引単価算出部１３は、（３）式において取引単価Ｃｙを変化させ、
ＦＡ＝ＦＢ・・・（５）
となる取引単価Ｃｙを求める。
【００６１】
＜燃料費用差分計算＞
つぎに、燃料費用差分計算について詳述する。
【００６２】
燃料費用差分計算は、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第１の燃料費用ＦＡと、取引電力がある場合において、上記各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第２の燃料費用ＦＣとの差分を取引電力で除すことにより、取引単価を求める手法である。
【００６３】
このような燃料費用差分計算を行う取引単価算出装置２０の構成について説明する。取引単価算出装置２０は、図２に示すように、取引電力がない場合において、系統に並列接続されている各発電機の発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第３の燃料費用を第３の条件にしたがって算出する第１の算出部２１と、取引電力がある場合において、各発電機により賄われる当該取引電力分を加味した発電合計を等増分燃料費法により最適負荷配分したときの第４の燃料費用を第４の条件にしたがって算出する第２の算出部２２と、第４の燃料費用と第４の燃料費用の差分を、当該取引電力で除することにより取引単価を算出する取引単価算出部２３とを備える。
【００６４】
ここで、第３の条件は、
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉａ
であり、第４の条件は、
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ
である。但し、ＦＡは、第３の燃料費用を示し、ＦＣは、第４の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００６５】
ここで、取引単価算出装置２０により行われる燃料費用差分計算について、図４に示すフローチャートを参照しながら説明する。
【００６６】
取引単価算出装置２０は、取引により出力を変化させる発電機の選択を行い（ステップＳ１０）、火力カーブの作成を行い（ステップＳ１１）、取引を行う時間帯（売りを負（マイナス）で示し、買いを正（プラス）で示す。）に取引電力を入力し（ステップＳ１２）、燃料費用の差分計算を開始する（ステップＳ１３）。
【００６７】
なお、取引単価算出装置２０は、ステップＳ１０の工程における選択では、系統に並列接続されている全発電機を選択したり、並列中の発電機の中から油を燃料とする全発電機を選択したり、並列中の発電機からガスを燃料とする全発電機を選択したりする。
【００６８】
そして、取引単価算出装置２０は、ステップＳ１３の工程により得られた取引単価に基づき、売り取引の場合には、当該取引単価以上に設定するように促し、また、買い取引の場合には、当該取引単価以下に設定するように促す（ステップＳ１４）。
【００６９】
また、取引単価算出装置２０は、火力カーブを発電機バランス設定とともに事前に作成しておく構成であっても良い。このような構成によると、ステップＳ１１の工程においては、取引単価算出装置２０は、作成済みの火力カーブを読み出し、時間帯別に売り取引電力又は買いの取引電力を設定し、費用ＦＣを求めることができる。
【００７０】
ここで、火力カーブの簡易作成について説明する。
【００７１】
火力カーブの各時間帯の発電合計を火力発電機が分担する出力合計とする場合には、１日（２４時間）では、深夜が最低出力となり、昼間が最大出力となり、また、夏においては、冷房需要により１５時が昼間最大出力時刻となる。このようにして、ほぼ１日の出力変化を想定できる。
【００７２】
本発明に係る取引単価算出装置２０では、火力発電機の発電合計を１日の中で、深夜最低時が深夜下げ代による最低出力となるように設定しておき、昼間最大時が火力予備力による最高出力となるように設定しておき、その他の時刻が比率で求まるよう設定しておくことにより、深夜下げ代と、火力予備力を指定するのみで複数断面（例えば、１日２４断面）の発電合計を簡易に作成することができる。このような機能を火力カーブ作成機能という。
【００７３】
また、取引単価算出装置２０は、昼間の火力カーブを火力予備力のみでは設定しきれない場合には、複数ポイント（例えば、１日６ポイント）において最大時の発電合計に対する比率を設定することで、火力カーブの形状を合わせこむ機能を備えている。
【００７４】
取引単価算出装置２０は、このような火力カーブ作成機能を有するため、容易かつ短時間で火力カーブを作成でき、短時間で取引単価の計算を行うことが可能となる。
【００７５】
ここで、「売り取引単価」の算出方法について説明する。
【００７６】
取引単価算出装置２０は、火力予備力分で売り取引を行う場合には、発電合計に取引電力を加算した電力を最適負荷配分し、燃料費用Ｃを算出する。なお、火力予備力が不足している場合には、取引単価算出装置２０は、取引電力量に揚水効率を除した電力量分を、発電合計が小さい箇所に加算して最適負荷配分し、燃料費用Ｃを算出する。また、火力予備力が不足している場合とは、昼間に火力発電機で売り取引電力を賄うだけの余力がない場合である。したがって、夜間に火力発電機を焚き増しして揚水し、当該揚水した電力を用いて取引を行う形態となる。
【００７７】
また、「買い取引単価」の算出方法について説明する。
【００７８】
取引単価算出装置２０は、深夜下げ代分で買い取引を行う場合には、発電合計から取引電力を減算した電力を最適負荷配分し、燃料費用Ｃを算出する。なお、深夜下げ代が不足している場合には、取引単価算出装置２０は、取引電力量に揚水効率を乗じた電力量分を、発電合計が大きい箇所（主に昼間需要最大時）に減算して最適負荷配分し、燃料費用Ｃを算出する。また、深夜下げ代が不足している場合とは、夜間の買い取引電力分を火力発電機により抑制する余力がない場合である。したがって、買い取引で夜間に揚水し、当該揚水した電力により昼間に火力発電機を抑制する形態となる。
【００７９】
また、取引単価は、燃料費用ＦＡと燃料費用ＦＣとの差分を取引電力で除した値となる。取引単価算出装置２０は、このようにして、燃料費用差分計算を行う。
【００８０】
なお、火力予備力あるいは深夜下げ代が不足している場合、火力カーブの中で発電合計の小さいあるいは大きい箇所を判別する必要があり、その判別方法は、発電合計値と増分燃料費で行う２種類ある。取引単価算出装置２０では、これを事前に選択しておく。
【００８１】
また、発電合計値による判別法によれば、計算時間が短くなるが、火力カーブの途中で発電機バランスが変更となる場合等にも最経済となる発電合計の補正を行うために増分燃料費による判別を行う必要がある。
【００８２】
取引単価算出装置２０は、取引単価を指定することによる利益の計算においては、燃料費用ＦＡと燃料費用ＦＣとの差分から、指定した取引単価による取引費用を差し引いた値として求める。
【００８３】
また、取引単価算出装置２０では、取引単価を求める際の最適負荷配分計算により、取引の有無に応じて、取引に付随するデータを算出する。なお、算出されるデータとしては、例えば、１．燃料費用、２．火力予備力及び深夜下げ代とそれぞれの増分燃料費、３．燃料別消費量、４．ガス（ＮＯｘ、ＳＯｘ、ＣＯ２）排出量（基本設定データのガス排出量定数（発電機出力に対する２次近似定数)から計算される。）、５．火力カーブの時間帯別発電機個別出力（発電端あるいは送電端を指定可）、６．火力カーブの時間帯別発電機個別燃料消費量、７．火力カーブの時間帯別発電機個別ガス排出量等である。
【００８４】
したがって、本発明に係る取引単価算出装置２０によれば、電力取引による燃料費用の他に、燃料消費量に与える影響や、ＣＯ２排出量への影響等のデータを算出することができる。
【００８５】
また、取引単価算出装置２０は、発電機の燃料消費量に制約を有する場合の取引単価を計算する機能も備えている。
【００８６】
ここで、上述した内容をまとめる。取引単価算出装置２０は、以下の（６）式乃至（９）式に基づいて、取引単価を算出する。なお、（６）式及び（７）式は、上述した第３の条件に対応し、（８）式及び（９）式は、上述した第４の条件に対応する。
ＦＡ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉａ２＋ｂｉ×Ｐｉａ＋ｃｉ））・・・（６）
Ｐｇ＝ΣＰｉａ・・・（７）
ＦＣ＝Σ（Ｃｔｉ×（ａｉ×Ｐｉｃ２＋ｂｉ×Ｐｉｃ＋ｃｉ））・・・（８）
Ｐｇ＝ΣＰｉｃ＋Ｐｙ・・・（９）
但し、ＦＡは、第３の燃料費用を示し、ＦＣは、第４の燃料費用を示し、Ｃｔｉは、任意の発電機ｉの燃料単価を示し、Ｐｉａは、取引電力がない場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、Ｐｉｃは、取引電力がある場合の任意の発電機ｉの最適負荷配分出力を示し、ａｉ，ｂｉ，ｃｉは、任意の発電機ｉの熱出力特性定数を示し、Ｐｙは、取引電力を示し、Ｐｇは、発電合計を示している。
【００８７】
したがって、燃料費用ＦＡは、式（６）及び式（７）により、発電合計が「Ｐｇ」となるように各発電機を最適負荷配分した場合の燃料費用として算出される。
【００８８】
また、燃料費用ＦＣは、式（８）及び式（９）により、発電合計が「Ｐｇ−Ｐｙ」となるように各発電機を最適負荷配分した燃料費用として算出される。
【００８９】
また、取引単価算出装置２０は、第３の燃料費用ＦＡから第４の燃料費用ＦＣの差分の費用Ｆｄを算出し（（１０）式）、差分費用Ｆｄを取引電力Ｐｙで除することにより、取引単価Ｃｙを算出する（（１１）式）。
Ｆｄ＝ＦＡ／ＦＣ・・・（１０）
Ｃｙ＝Ｆｄ／Ｐｙ・・・（１１）
また、取引単価算出装置２０は、利益が出るように（１１）式により得られた取引単価Ｃｙに基づいて、売り取引の場合には、取引単価Ｃｙ以上になるように取引単価を決定し、また、買い取引の場合には、取引単価Ｃｙ以下になるように取引単価を決定する。なお、取引単価算出装置２０による利益計算は、例えば、（１２）式により算出する。
Ｆｐ＝Ｆｄ−Ｃｙｓ×Ｐｙ・・・（１２）
但し、Ｆｐは、利益を示し、Ｃｙｓは、指定取引単価を示している。
【００９０】
このようにして構成される取引単価算出装置１０，２０は、取引単価変化計算又は燃料費用差分計算により取引単価を算出するので、発電計画から損失の発生しない取引単価を高速かつ容易に計算することができる。また、本発明では、取引単価を算出するパラメータとして、需要想定誤差等の損失（リスク）分を予め加味することができる。また、本発明によれば、取引単価を指定することにより、利益の計算ができ、また、利益を指定することにより、取引単価を算出することができる。
【００９１】
また、本発明によれば、発電機の燃料消費量に制約を有する場合であっても、取引単価の算出を行うことができ、また、電力取引を行うことによる発電機合計の燃料費用、燃料消費量、ガス排出量の値及び変化量を算出することができ、さらに、電力取引を行うことによる発電機個別の出力、燃料消費量、ガス排出量の値を算出することができる。
【００９２】
また、本発明では、上述で説明した取引単価算出装置１０，２０による一連の処理は、ソフトウェアにより行うこともできる。一連の処理をソフトウェアによって行う場合には、そのソフトウェアを構成するプログラムが、汎用のコンピュータ等にインストールされる。また、当該プログラムは、ＣＤ−ＲＯＭのようなリムーバブルメディアに記録されてユーザに配付されても良いし、ネットワークを介してユーザのコンピュータにダウンロードされることにより配付されても良い。
【００９３】
なお、本発明は、図面を参照して説明した上述の実施例に限定されるものではなく、添付の請求の範囲及びその主旨を逸脱することなく、様々な変更、置換又はその同等のものを行うことができることは勿論である。
【図面の簡単な説明】
【００９４】
【図１】本発明に係る演算装置の構成を示すブロック図である。
【図２】本発明に係る取引単価算出装置の構成を示すブロック図である。
【図３】取引単価変化計算の説明に供するフローチャートである。
【図４】燃料費用差分計算の説明に供するフローチャートである。
【符号の説明】
【００９５】
１０，２０  取引単価算出装置、１１，２１  第１の算出部、１２，２２  第２の算出部、１３，２３  取引単価算出部
【図１】
2007244160.tif 000003
【図２】
2007244160.tif 000004
【図３】
2007244160.tif 000005
【図４】
2007244160.tif 000006