CN1573776A - 发电设备运用管理支持系统、运用管理支持方法及程序 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种进行发电设备的运用管理的系统、方法以及执行该方法的程序。考虑发电设备的特性等，支持导出最大限度地使用发电设备的能力的最佳运转条件的发电设备运用管理。从条件输入单元(111)输入发电设备的发电成本、电力需求预测值以及电力交易市场价格预测值的概率分布。运转条件最佳化计算单元(115)根据输入的信息算出发电设备的发电性能值，算出该发电性能值为最大的最佳运转条件。并且，风险评价单元(116)算出并评价损害运转条件最佳化计算单元(115)算出的最佳运转条件的最佳性的风险值。然后将算出的最佳运转条件和评价的风险评价结果显示在结果显示单元(122)中。

Description

发电设备运用管理支持系统、运用管理支持方法及程序

技术领域

本发明涉及进行发电设备的运用管理的系统、方法以及执行该方法的程序，特别涉及考虑发电设备的运用风险、并最大限度地利用其发电能力的运用管理支持系统、其运用管理支持方法及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序。

背景技术

火力发电等发电设备，考虑伴随运转(启动、停止)的热应力和老化等设备寿命，一般进行使其寿命消耗为最小的运转。作为考虑了发电设备的寿命的运用方法及运用系统的实例，有例如专利文献1、2、3中所记载的内容。

上述文献中所记载的考虑了发电设备的寿命的运用方法及运用系统根据作为发电设备具备的锅炉的物理模型和涡轮机的物理模型，或者根据物理模型设想的运转条件计算热应力，求出计算结果在允许值以内的运转条件作为约束条件。并且是将求得的制约条件传送给发电厂运转控制系统、进行运转控制的运用方法和运用系统。下面用图26所示的发电设备最佳运转系统的方框图说明其概要。发电设备最佳运转系统101包括存储各发电设备102a～102n的燃料消耗特性函数f1(MW)～fn(MW)的存储单元103、根据中央给电调度室104发出的电力需求计算各发电设备102a～102n的负荷分配指令值MW(1)～MW(n)的最佳运转条件计算单元105。

最佳运转条件计算单元105计算各发电设备102a～102n的负荷分配指令值MW(1)～MW(n)，使各发电设备102a～102n的发电量的总和(总发电量)与电力需求值相等。下面表示该计算中的约束条件和最佳条件。

(1)约束条件

总发电量＝∑(各个发电量)＝电力需求

(2)最佳条件

f1(MW)/MW(1)＝f2(MW)/MW(2)＝……

                         ＝fn(MW)/MW(n)

通过求出满足该约束条件和最佳条件的解，能够获得负荷分配值MW(1)～MW(n)。在这样构成的发电设备最佳运转系统中，能够求出满足给予的电力需求并使发电成本最小的负荷分配指令值(运转条件)。

近年来，随着电力自由化，电力的市场采购和市场销售已处于能够实现的状态，此时，如非专利文献1所述那样，在交易中或者电力的交易价格变动，或者电力的供给量变动。并且，例如在专利文献4中，公开了在制品生产厂中协调制品的生产和卖电，根据电力的交易价格有效地生产制品的技术。

而发电设备随着寿命消耗，计划外的设备停止的危险性增大。对根据卖电合同进行发电的从业者来说，计划外设备停止时不能履行卖电合同，需要交纳不能履行卖电合同的罚金。因此，计划外的设备停止无论是在工厂的运营上还是在事业的经营上都存在风险。作为回避或者防御这种风险的方法，有保险。

对计划外设备停止的保险服务的结构，就是实施对发电设备的监视运转服务和计划外停止时怎样提供不足部分的电力的服务。作为实施对计划外设备停止的保险服务的结构的实施例，有例如专利文献5所公开的例子。

[专利文献1]日本专利特公昭61-49481号公报

[专利文献2]日本专利特公平4-54808公报

[专利文献3]日本专利特许第2965989号公报

[专利文献4]日本专利特开平9-179064号公报

[专利文献5]日本专利特开2003-22368号公报

[非专利文献1](日本)电气学会论文集B电力·能源分册Vol.121-B.p.1422～1425

但是，在现有发电设备最佳运转功能中，由于电力需求为确定值，没有考虑电力公司的发电设备以外的电力采购源(以下简称“电力供给对象”)，因此在以确定值的电力需求运用电力公司的发电设备时，在电力的供给量与需要量之间有时会产生不平衡。即，存在电力交易市场，电力的市场采购和市场销售能够根据电力价格时时刻刻的变化自由进行，因此必须根据市场行情调整供给市场的卖电量和市场根据情况的采购量。

并且，在电力供给对象不经由管理电力系统的中央给电调度室而直接地与一般的需求者或电力交易业者(以下简称为“需求者”)签署相对合同(1对1的合同)的情况下，存在追随需要者一侧的随机变化的需要的必要。

这样，对于电力公司的发电设备的运用来说，仅根据电力需求来进行最佳运转是不能完全对应的。

并且，电力的交易价格与市场需求连动，实时大幅度地变动，以这样的电力市场交易为前提的发电设备的运用如果准确地捕捉到市场机会，在交易价格高的时候最大限度地发电的话，则能够获得更大的发电收益，运用的社会效益也最佳。并且，在这样的电力市场中，任何时候能够提供电力的待机电力也具有市场价值。因此，考虑到市场变动的风险，希望将发电设备的部分输出作为备用电力确保，作为待机电力运用。

但是，对于上述考虑了发电设备的寿命消耗的运用方法和运用系统以及使用了对计划外设备停止的保险服务的运用方法和运用系统来说，为了将发电设备的部分输出作为备用电力来确保、作为待机电力来运用，存在以下问题。

首先，第一个问题是，在使用上述考虑了发电设备的寿命消耗的运用方法及运用系统时，不能对于备用电力的市场需求最佳地运用发电设备。

在上述考虑了发电设备的寿命消耗的运用方法及运用系统中，由于以发电设备的寿命为第一优先，在发电设备的额定运转内确保备用电力，因此即使在电力交易市场的需求高时也只允许在满足预先确定的运转制约条件的范围内运用。因此，在实际不使用备用电力时，发电设备的发电量为减去了备用电力的差的发电量，进行部分负荷运转，因此在效率、经济性方面是不利的。

因此，在上述考虑了发电设备的寿命消耗的运用方法及运用系统中不能确保大的备用电力，或者，作为确保备用电力的牺牲，降低本来的发电量，强化了低效率的部分负荷运转。其结果，导致不能对于备用电力的市场需求最佳地运用发电设备的问题。

其次，第二个问题是，即使使用采取了对上述计划外设备停止的保险服务的结构的运用方法及运用系统，在为了确保备用电力而增加发电设备的运用风险的情况下，保险服务的结构作为防御(hedge)风险的手段，不能有效地发挥适合事业的功能。

在发电设备确保备用电力的情况下，其备用电力实际发电时和非实际发电时在发电设备中产生的风险成本显著不同。

但是，由于上述对计划外设备停止的保险服务的结构这样的一般的保险结构不管其备用电力是否实际发电都一样评价，因此即使在备用电力实际上不发电(发电设备中产生的风险成本小)的情况下，也收取备用电力实际发电(发电设备中产生的风险成本大)时的保险金。

因此就造成了在备用电力实际不发电的情况下，收取了相对于发电设备负担的风险成本比例高的保险金的结果，即使使用保险，作为运用发电设备的防御风险的方法没有有效地获得适合事业上的功能。

发明内容

因此，鉴于上述问题，本发明的目的就是不仅考虑发电设备的特性、而且考虑与电力需求和电力交易价格有关的不确定的信息，提供一种经济性最好、能够导出最佳运转条件的发电设备运用管理支援系统。

并且，本发明的目的是为了考虑电力市场中的备用电力的市场价值、需求，最大限度地使用发电设备的能力，提供一种支持在超过额定的区域内确保备用电力的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法及程序。

并且，本发明的目的就是提供一种为了最大限度地使用发电设备的能力，即使在超过额定的区域内确保备用电力的情况下，也能根据备用电力是否实际发电，提供考虑了变动的风险成本的保险服务，支持发电设备的更合适的运用的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法及程序。

技术方案

为了解决上述问题，本发明的发电设备运用管理支持系统从条件输入单元输入发电设备的发电成本、电力需求预测值和电力交易市场价格预测值的概率分布。运转条件最佳化计算单元根据输入的信息算出发电设备的发电性能值，算出使该发电性能值为最大的最佳运转条件。并且，风险评价单元算出并评价损害运转条件最佳化计算单元算出的最佳运转条件的最佳性的风险值。然后将算出的最佳运转条件和评价出的风险评价结果显示在结果显示单元中。

这里，最好是风险评价单元具有数字化与电力需求和电力交易市场价格有关的不确定性引起的市场风险的市场风险计算功能、数字化与电力交易市场中的交易自由度有关的不确定性引起的流动性风险的流动性风险计算功能、数字化与电力供给对象有关的需求信息的不足引起的信用风险的信用风险计算功能、数字化与发电设备及其运用有关的不确定性引起的运用风险的运用风险计算功能之中的至少1个；具有根据各功能算出的市场风险值、流动性风险值、信用风险值和运用风险值数字化综合风险值的综合风险计算功能。

并且，本发明的发电设备运用管理支持系统包括获取发电设备的运转履历信息、发电设备的寿命计算公式信息、现在的电力市场信息以及发电实绩信息，算出运转计划决策基本信息的解析处理单元；根据该解析处理单元算出的运转计划决策基本信息算出发电设备的运转条件，输出决定的运转计划的运转计划决策单元；上述解析处理单元包括算出发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算单元、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定单元和推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定单元。

本发明的发电设备运用管理支持方法的特征在于，包括解析处理过程和运转计划决策过程，所述解析处理过程包括：计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程，推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程，推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程；计算运转计划决策基本信息；所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程、算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程、输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程。

而且最好是，发电收益计算过程包括以下步骤：根据解析处理过程获得的运转计划决策基本信息计算发电量中的计划基本发电量Xf与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤；计算发电量中的备用电力发电量Xv与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤；计算上述备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)之间的关系的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤；用上述计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤算出的各种特性计算发电收入P与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤；计算将寿命消耗成本作为运用风险成本加了进去的发电成本C与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤；根据算出的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf及备用电力发电量Xv之间的关系的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤，运用风险成本为寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本。

并且最好是包括以下步骤：接受保险的预算委托的保险接受处理步骤；根据接受保险预算委托提供的、成为保险对象的发电设备过去的运转履历信息审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险评价步骤；根据计划外设备停止风险评价步骤评价的计划外设备停止风险估算保险金，并输出预算结果的保险金预算结果输出步骤；根据上述解析处理过程获得的运转计划决策基本信息计算发电量中的计划基本发电量Xf与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤；计算发电量中的备用电力发电量Xv与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤；计算备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)之间的关系的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤；用上述计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤算出的各种特性，计算发电收入P与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤；计算将寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加了进去的发电成本C与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤；根据算出的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf及备用电力发电量Xv之间的关系的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤；接受以上述保险金预算结果输出步骤估算的保险金申请的保险的保险申请接受步骤；在接受保险申请后进行保险金初期结算的保险金初期结算处理步骤；在进行初期结算以后获取成为保险对象的发电设备的保险合同后的运转履历信息，再次审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险再评价步骤；根据计划外设备停止风险再评价步骤评价的计划外设备停止风险再核定保险金的保险金再核定步骤；算出保险金再核定步骤中再次核定的保险金与事前保险金之间的差额，进行事后结算的事后结算处理步骤。

本发明的程序在计算机中执行运转计划提示处理过程，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程和运转计划决策过程，所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程、推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程，计算运转计划决策基本信息；所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程，算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程，输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程。

或者，本发明的程序在计算机中执行运转计划提示处理过程，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程、运转计划决策过程和发电量控制信号发送过程，所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程、推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程，计算运转计划决策基本信息；所述运转计划决策过程包括根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程、算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程、输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程；所述发电量控制信号发送过程给上述各发电设备付与发电量的指令值。或者在计算机中执行运转计划提示处理过程，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程和运转计划决策过程，所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程、推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程，计算运转计划决策基本信息；所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程，算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程，输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程；上述发电收益计算过程中包括：根据上述解析处理过程获得的运转计划决策基本信息计算发电量中的计划基本发电量Xf与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤；计算发电量中的备用电力发电量Xv与备用电力的市场交易价格推定值Pf之间的关系的备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤；计算备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)之间的关系的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤；用上述计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pf特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤算出的各种特性，计算发电收入P与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤；计算将寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加了进去的发电成本C与发电量[Xf+Xv]之间的关系的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤；根据算出的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf及备用电力发电量Xv之间的关系的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤。

本发明的程序在计算机中执行保险服务提供过程，所述保险服务提供过程包括以下步骤：接受保险的预算委托的保险接受处理步骤；根据接受保险预算委托提供的、成为保险对象的发电设备过去的运转履历信息审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险评价步骤；根据计划外设备停止风险评价步骤评价的计划外设备停止风险估算保险金，并输出预算结果的保险金预算结果输出步骤；接受以该保险金预算结果输出步骤估算的保险金申请的保险的保险申请接受步骤；在接受保险申请后进行保险金初期结算的保险金初期结算处理步骤；在进行初期结算以后获取成为保险对象的发电设备的保险合同后的运转履历信息，再次审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险再评价步骤；根据计划外设备停止风险再评价步骤评价的计划外设备停止风险再核定保险金的保险金再核定步骤；算出保险金再核定步骤中再次核定的保险金与事前保险金之间的差额，进行事后结算的事后结算处理步骤。

发明效果

如果采用本发明，由于不仅考虑发电设备的特性、而且考虑与电力需求和电力交易价格有关的不确定的信息计算最佳运转条件，因此能够实现设想了电力交易市场的发电设备的最佳运用。并且，由于定量地评价了电力价格变动和需求变动的不确定性给最适合性带来了多大程度的影响，因此对工厂运用上的意图决定能够起作用。

并且，通过定量化围绕发电设备的市场价格变动或需求变动等各种风险并使其数字化，不仅能够保证发电的最佳性，而且能够用概率表示对于围绕发电设备的各种阻碍因素的发电设备运用上的综合经济最佳性的低下。并且，通过用发电性能值的概率分布表示它们，或者用最坏情况即可靠区间的下限值表示它们，或者用意味着发电性能值的分散程度的求和值表示它们等多种表示，能够定量化风险程度，能够对发电设备运用上的意图决定起作用。

如果采用本发明，为了考虑电力市场中的备用电力的市场价值、需求，最大限度地使用发电设备的能力，能够在超过额定的区域内确保备用电力。更加具体地，能够为使用者提供考虑了因超过额定功率而产生的运用风险(寿命消耗成本、计划外设备停止风险成本)与市场所要求的发电备用电力的价值之间的权衡的发电设备的最佳运转计划(运转条件)，从长期的观点来看，能够实现经济上比以往更接近最佳状态的发电设备的运用。

附图说明

图1本发明的第1实施形态的发电设备运用管理支持系统的方框结构图

图2本发明的第1实施形态中的风险评价单元的市场风险计算功能的说明图

图3本发明的第1实施形态中的风险评价单元的流动性风险计算功能的说明图

图4本发明的第1实施形态中的风险评价单元的信用风险计算功能的说明图

图5本发明的第1实施形态中的风险评价单元的运用风险计算功能的说明图

图6本发明的第1实施形态中的结果显示单元的风险值显示功能的说明图

图7本发明的第2实施形态中的发电设备运用管理支持系统的方框结构图

图8本发明的第2实施形态中的最佳交易计算单元的处理内容的说明图

图9本发明的第3实施形态中的发电设备运用管理支持系统的方框结构图

图10本发明的第3实施形态中的备用电力最佳化单元中的计算备用电力的基础的发电设备的燃料费用特性的说明图

图11表示本发明的第3实施形态中的备用电力最佳化单元中的处理内容的流程图

图12概略地表示了包含本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统的发电设备的运用管理例的结构概略图

图13概略地表示了本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统的功能结构的功能方框图

图14说明在本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统中进行的发电设备运用管理支持方法(运转计划提示处理过程)的说明图(处理流程图)

图15说明在本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统中进行的运转计划提示处理过程中的、运转计划决策过程的更详细的处理步骤的说明图(处理流程图)

图16说明发电成本与发电功率的关系的说明图(发电功率-发电成本特性图)

图17概略地表示了包含本发明的第5实施形态的发电设备运用管理支持系统的发电设备的运用管理例的结构概略图

图18概略地表示了本发明的第5实施形态的发电设备运用管理支持系统的功能结构的功能方框图

图19说明在本发明的第5实施形态的发电设备运用管理支持系统中进行的发电设备运转控制处理过程的说明图(处理流程图)

图20概略地表示了包含本发明的第6实施形态的发电设备运用管理支持系统的发电设备的运用管理例的结构概略图

图21概略地表示了本发明的第6实施形态的发电设备运用管理支持系统的功能结构的功能方框图

图22说明在本发明的第6实施形态的发电设备运用管理支持系统中进行的第2运转计划提示处理过程的说明图(处理流程图)

图23概略地表示了包含本发明的第7实施形态的发电设备运用管理支持系统的发电设备的运用管理例的结构概略图

图24概略地表示了本发明的第7实施形态的发电设备运用管理支持系统的功能结构的功能方框图

图25说明在本发明的第7实施形态的发电设备运用管理支持系统中进行的综合运用管理支持处理过程的说明图(处理流程图)

图26以往的发电设备最佳运转系统的说明图

具体实施方式

下面说明本发明的实施形态。

[第1实施形态]

图1为本发明的第1实施形态的发电设备运用管理支持系统110的方框结构图。从条件输入单元111输入发电设备的发电成本、电力需求预测值和电力交易市场价格预测值的概率分布。这些数据可以由发电设备的运用者直接输入，也可以预先准备好数据库从数据库输入。例如，预先准备好存储有电力交易市场价格预测值的概率分布的市场数据库112或存储有电力需求预测值的概率分布的需求者数据库113，通过指定时日输入电力需求预测值或电力交易市场价格预测值的概率分布。并且，预先准备好存储有发电设备数据或该发电设备的运转数据(发电功率、发电成本等)的工厂特性数据库114，当指定了发电设备时输入该发电设备的发电成本。

运转条件最佳化计算单元115根据条件输入单元输入的发电设备的发电成本、电力需求预测值和电力交易市场价格预测值的概率分布计算出发电设备的发电性能值，计算出发电性能值为最大时的最佳运转条件。发电性能值为表示发电设备的电力供给的经济性最佳的指标，其详细情况后述。

风险评价单元116为计算运转条件最佳化计算单元115计算出的最佳运转条件的最佳性受损的风险值的单元，包括计算电力需求和电力交易市场价格变动时的市场风险值的市场风险计算功能117、计算电力交易市场的电力量急剧变化的流动性风险值的流动性风险计算功能118、计算电力供给出的需求者不履行合同或随着合同的解除带来的电力供给的变动的信用风险值的信用风险计算单元119、和计算由于发电设备的故障等造成的不能供电时的运用风险值的运用风险计算单元120，并且包括根据各单元计算出的市场风险值、流动性风险值、信用风险值和运用风险值计算综合风险值的综合风险计算单元121。有关它们的详细情况后述。并且，结果显示单元122显示运转条件最佳化计算单元115计算出的最佳运转条件和风险评价单元116评价的评价结果。

下面说明运转条件最佳化计算单元115的处理内容。运转条件最佳化计算单元115依照以下的顺序算出发电设备的发电性能值，决定最佳运转条件。即，在发电营业者一侧的发电电力总和S与电力需求总和D相等的条件下，电力的市场采购或市场销售在加上需要者的条件，算出电力销售的总和Sale和电力供给成本的总和Cost，求出它们的差作为发电设备的综合发电性能值Gain，决定发电性能值Gain为最大的最佳运转条件(例如发电设备的负荷SG(i)，市场采购电力量SM、市场卖电量DM)。

首先，求出发电营业者一侧的发电电力总和S。如果假设发电设备的NS台发电机中第i台发电机的电力负荷为SG(i)[MW]，电力交易市场的电力采购量为SM[MW]，用备用合同从其他的电力公司电力通融获得电力供给的不足部分的不足部分电力为Smis[MW]，则发电营业者一侧的发电电力总和S用(1)式表示。

[公式1]

$S=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NS}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{SG}\left(i\right)+\mathrm{SM}+\mathrm{Smis}---\left(1\right)$

并且，求出电力需求总和D。由于需要者的电力需要合同有NDF类的相对固定合同和NDV类相对可变合同，因此假设NDF类的相对固定合同的电力为DF(i)[MW]，NDV类相对可变合同电力的电力为DV(i)[MW]。并且，假设提供给市场的销售电力为DM[MW]，发电设备的所内电力为Dlocal[MW]。如果这样，电力需求总和D用式(2)表示：

[公式2]

$D=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDF}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{DF}\left(i\right)+\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDV}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{DV}\left(i\right)+\mathrm{DM}+\mathrm{Dlocal}---\left(2\right)$

由于发电电力总和S与电力需求总和D必须一致，因此D＝S为约束条件。并且，还必须满足第i号相对合同的需要者的需要上限DVmax(i)[MW]、下限DVmin(i)[MW]，市场的采购量SM的上限值Smmax[MW]，提供给市场的卖电量DM的上限值Dmmax[MW]，不足电力的备用上限Smismax[MW]，各发电设备的发电量上下限SGmax(i)、SGmin(i)等条件。如果综合表示这些制约条件(a)～(f)，则如下：

(a)电力需求总量与供给总量一致的条件：S＝D

(b)相对可变合同的约定电力的上下限制约：

DVmax(i)≥DV(i)≥DVmin(i)(i＝1，……，NDV)

(c)提供给市场的卖电量上限限制：

DMmax≥DM≥0

(d)市场采购电力的上限限制：

SMmax≥SM≥0

(e)电力不足部分的备用电力的上限限制

Smismax≥Smis

(f)各发电设备的发电电力上下限限制：

SGmax(i)≥SG(i)≥SGmin(i)(i＝1，……，NS)

另一方面，虽然以往用发电效率作为该发电设备的发电性能值，但本发明将电力销售的总和Sale与电力供给成本的总和Cost之差作为发电设备的综合发电性能值Gain。这是因为电力交易市场的电力交易价格(每单位时间、单位电力的单价)意味需要者或市场的电力要求度的感度的系数能够把握的缘故。

这里，将根据电力供给量的电力交易价格的总和，即每单位时间的电力销售的总和Sale作为市场需求或需要者的达成度的指标使用。每单位时间的电力销售的总和Sale用公式(3)表示：

[公式3]

$\mathrm{Sale}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDF}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{CF}\left(i\right)\left(\mathrm{DF}\left(i\right)\right)+\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDV}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{CV}\left(i\right)\left(\mathrm{DV}\left(i\right)\right)+\mathrm{CMS}\left(\mathrm{DM}\right)$

这里，CF(i)(DF(i))是第i号相对固定合同中的合同金额，通过合同电力DF(i)的函数来付与。同样，CV(i)(DV(i))是相对可变合同中的合同金额，通过需要者的消耗电力DV(i)的函数来付与。并且，CMS(DM)是提供给市场的卖电销售额，用卖电电力DM的函数来付与。

另一方面，作为与发电设备的运用有关的性能指标，使用发电成本作为经济效率指标。每单位时间的发电成本的总和Cost用式(4)表示：

[公式4]

$\mathrm{Cost}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NS}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{CG}\left(i\right)\left(\mathrm{SG}\left(i\right)\right)+\mathrm{CMP}\left(\mathrm{DM}\right)+\mathrm{Cpenalty}\left(\mathrm{Smis}\right)$

这里，CG(i)(SG(i))是第i号发电设备的运转成本、通过与各发电设备的燃料消耗特性相对应的发电量SG(i)函数来付与。Cpenalty(Smis)是由于电力供给不足而从其他的电力公司来的备用量的罚款成本，用备用电力Smis的函数来付与。

于是，如式(3)、(4)或(5)所示那样，可以求出电力销售的总和Sale与电力供给成本的总和Cost之差，即发电设备的综合发电性能值Gain，将其最大化作为最佳运转条件。

Gain＝Sale-Cost[/hour]    ……(5)

运转条件最佳化计算单元115根据条件输入单元111输入的市场价格预测值的概率分布、需要预测值的概率分布和发电成本，根据约束条件(a)～(f)，用梯度法或逐次二次规划法等最合适的算法求解使(5)式的发电性能指标最大化的最佳问题，其解决定最佳运转条件(各发电设备的负荷SG(i)、市场采购电力量SM、市场卖电量DM)。根据必要，运转条件最佳化计算单元115算出的发电性能值Gain或最佳运转条件显示在结果显示单元122中。

下面就风险评价单元116进行说明。风险评价单元116根据条件输入单元111设定的市场价格预测值或需求预测值的概率分布数据，评价因运转条件最佳化计算单元115计算的最佳运转条件的变动而降低最佳性的风险。

图2为风险评价单元116的市场风险计算功能117的说明图。市场风险计算功能117为将由于电力需求的变动或电力交易市场价格的变动而产生的发电设备的性能值的变动给最适合性带来的损失(性能值变动概率)定量化并将其数字化的单元。

市场风险计算功能117输入由条件输入单元111设定好的各相对合同中的相对可变合同的电力需要的概率分布函数FD(i)(DV)、和电力交易市场价格的概率分布函数(提供给市场的卖电时为FMS(CMS)、从市场采购时为FMP(CMP))。

市场风险计算功能117用风险值计算单元123生成与电力需要的概率分布函数FD(i)(DV)及电力交易市场价格的概率分布函数相对应的多个随机数。然后，对于各个随机数的情况，最佳运转条件计算单元124启动运转条件最佳化计算单元115，作为结果，求出最佳运转条件和此时的发电性能值。对所有的情况执行这样的处理，作为结果，求出发电性能值Gain的值的频率分布(直方图)。

风险值计算单元125累计发电性能值Gain在允许的下限值以下的件(case)数，通过与所有的件数之比算出性能值在允许下限值以下的概率即风险值。或者，根据频率分布的下限95％的可靠区间，即95％的可靠性，算出发电性能的最坏情况值或者该最坏情况值在允许下限值以下的宽度(将这种情况记为“Value at Risk：VaR”)。频率分布值和风险值或者VaR值输出给结果显示单元122。通过这样，能够将需求变动或市场价格变动带来的发电性能值的风险数值化(市场风险)。

图3为风险评价单元116的流动性风险计算功能118的说明图。流动性风险计算功能118为定量化由于市场状况急剧变化而使市场参与者减少，市场交易不能充分进行时产生的发电设备的性能值的变动对最佳性损害的风险(性能值低下的量)，并使其数字化的单元。

从条件输入单元111输入市场卖电量上限值Dmmax[MW]和市场采购电力量上限值SMmax[MW](步骤S1)，进行运转条件最佳化计算(步骤S2)。这是在启动运转条件最佳化计算单元115进行的，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(Optimal)[/hour](步骤S3)。

接着，在流动性风险条件设定单元126中设想市场的流动性低下时的情况，假定市场卖电量上限值DMmax＝0[MW]，市场采购电力量上限值SMmax＝0[MW]，进行运转条件最佳化计算(步骤S4)。这是在启动运转条件最佳化计算单元115进行，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(no-market)[/hour](步骤S5)。最后在流动性风险值计算单元127中用式(6)求出两者的差ΔGain(Liquidity Risk)。

ΔGain(Liquidity Risk)＝Gain(Optimal)-Gain(no-market)[/hour]……(6)

然后，将该值输出给结果显示单元122作为流动性风险值。由此，能够将市场的流动性低下时提供给市场的卖电或者市场的采购受阻所造成的发电性能值变动的风险进行数值化(流动性风险)。

图4为风险评价单元116的信用风险计算单元119的说明图。信用风险计算单元119为定量化因相对交易处的需要者(电力交易业者)不履行合同或取消合同甚至破产等原因造成计划的电力不能供给时产生的发电设备的性能值变动损害最佳性的风险(性能值低下的量)并将其数字化的单元。

从条件输入单元111输入各相对固定合同电力量DF(i)和各相对变动合同的电力量DV(i)(步骤S11)，进行运转条件最佳化计算(步骤S12)。这是启动运转条件最佳化计算单元115进行，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(Optimal)[/hour](步骤S13)。

接着，在信用风险条件设定单元128中假定合同处的一部分不履行合同，设定DF(i)＝0、DV(i)＝0等各情况，对这些情况进行运转条件最佳化计算(步骤S14)。这是在启动运转条件最佳化计算单元115进行，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(DF(i)＝0)或Gain(DV(i)＝0)[/hour](步骤S15)。

信用风险值计算单元129从需求者数据库113中读入各不履行合同情况发生的概率，作为信用值(不履行合同的概率)P(DF(i)＝0)或P(DV(i)＝0)，用式(7)计算信用风险值ΔGain(Credit Risk)。

[公式5]

$\mathrm{\ΔGain}\left(\mathrm{Gredit\; Risk}\right)$

$=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDF}}{\mathrm{\Σ}}}P\left(\mathrm{DF}\left(i\right)\right)[\mathrm{Gain}\left(\mathrm{optimal}\right)-\mathrm{Gain}(\mathrm{DF}\left(i\right)=0)]+$

$\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NDV}}{\mathrm{\Σ}}}P(\mathrm{DV}\left(i\right)=0)[\mathrm{Gain}\left(\mathrm{optimal}\right)-\mathrm{Gain}(\mathrm{DV}\left(i\right)=0)]\·\·\·\·\·\·\left(7\right)$

并且，将该值输出给结果显示单元122作为信用风险值。由此，加上相对交易处的信用度，能够将因交易处不履行合同而造成的相对交易障碍所引起的发电性能值的变动的风险(信用风险)数字化。

图5为风险评价单元116的运用风险计算单元120的说明图。运用风险计算单元120为将发电设备的故障或外部因素的变动引起的特性变动所造成的损害最佳性的风险(性能值低下的量)定量化并将其数字化的单元。

从条件输入单元111输入各发电设备的发电量上限值SGmax(i)和燃料消耗特性CG(i)(步骤S21)，进行运转条件最佳化计算(步骤S22)。这是启动运转条件最佳化计算单元115进行，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(Optimal)[/hour](步骤S23)。

接着，在运用风险条件设定单元130中假定因发电设备的一部分故障不能发电而使SGmax(i)＝0，或者发电机的一部分由于外部因素(外部气温或海水温度等)的变化而使燃料消耗特性由以往的CG(i)变动到CG(i)′时的个别情况，对这些情况进行运转条件最佳化计算(步骤S24)。这是在启动运转条件最佳化计算单元115进行，在运转条件最佳化计算单元115中求出最佳运转条件和此时的发电性能值Gain(SGmax(i)＝0)或Gain(CG(i)′)[/hour](步骤S25)。

运用风险值计算单元131从工厂特性数据库114中读入各发电设备故障或发电设备特性变动的情况的发生概率作为特性变动数据(故障概率P(SGmax(i)＝0)或特性变动概率P(CG(i)′)，用式(8)计算运用风险值ΔGain(Credit Risk)。

[公式6]

$\mathrm{\ΔGain}\left(\mathrm{Operation\; Risk}\right)$

$=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NS}}{\mathrm{\Σ}}}P(\mathrm{SG}\max \left(i\right)=0)[\mathrm{Gain}\left(\mathrm{optimal}\right)-\mathrm{Gain}(\mathrm{SG}\max \left(i\right)=0)]+$

$\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NS}}{\mathrm{\Σ}}}P\left(\mathrm{CG}(i{)}^{\′}\right)[\mathrm{Gain}\left(\mathrm{optimal}\right)-\mathrm{Gain}\left(\mathrm{CG}(i{)}^{\′}\right)]\·\·\·\·\·\·\left(8\right)$

并且，将该值输出给结果显示单元122作为运用风险值。由此，加上发电设备的信用度，能够数字化因发电设备故障或特性变动所引起的发电性能值的变动的风险(运用风险)。

并且，风险评价单元116的综合风险计算单元121为根据市场风险计算功能117算出的市场风险值VaR、流动性风险计算功能118算出的流动风险值ΔGain(Liquidity Risk)、信用风险计算单元119算出的信用风险值ΔGain(Credit Risk)和运用风险计算单元120算出的运用风险值ΔGain(Operation Risk)，求出它们的综合风险值ΔGain(Total)的单元，通过定量化综合的风险并将其数字化，能够对运用意图决定起作用。综合风险值ΔGain(Total)可以用式(9)求出。

ΔGain(Total)＝α1·VaR

             +α2·ΔGain(Liquidity Risk)

             +α3·ΔGain(Credit Risk)

             +α3·ΔGain(Operation Risk)……(9)

并且，将该值输出给结果显示单元122作为综合风险值。由此，作为加上了运用上的各种各样的功能的风险的综合评价结果，能够数字化发电性能值的变动的风险(综合风险)。

下面就结果显示单元122中的风险值的显示功能进行说明。图6为就结果显示单元122中的风险值的显示功能进行说明的图。风险值显示功能是使各种风险值可视化或者数字化，在结果显示单元122中显示，由此能够有效地支持发电设备运用者决定意图的功能。

在图6中，结果显示单元122从风险评价单元116输入市场风险值、流动性风险值、信用风险值、运用风险值和综合风险值，将它们显示在画面上作为发电性能值低下部分的数值。它们也可以经由Web服务器显示在因特网的主页上。同样，也可以显示市场风险的频率分布(直方图)。

并且，当将直方图变成正规分布时，也可以对平均值与允许下限值之差相当于标准偏差σ的几倍的比(将其称之为“求和值”)进行表示。也可以将相当于市场风险的可靠区域的95％的下限值作为最坏情况的发电性能值VaR(Value at Risk)。通过这些种种风险值的显示，发电设备运用者能够直观地理解风险的程度，能够有效地实施意图决定。

如果采用第1实施形态，由于输入与发电设备的燃料消耗特性有关的信息、与电力需求或电力交易市场价格有关的预测值以及与概率分布有关的信息用于计算最佳运转条件，因此不是仅仅根据发电设备的燃料消耗特性来最佳化，当市场采购价格比提供给电力交易市场的卖电或者发电设备的发电便宜时，能够获得包括市场采购在内的最佳运转条件。并且，由于风险评价单元116能够定量地评价价格变动或者需求变动会对运转的最佳性造成多大的影响，因此在工厂运用上的意图决定也能起作用。

(第2实施形态)

下面说明本发明的第2实施形态。图7为本发明的第2实施形态的发电设备运用管理支持系统的方框结构图。该第2实施形态与图1所示的第1实施形态相比，追加了计算最佳交易运转条件的最佳交易计算单元132。与图1相同的元素添加相同的附图标记，其重复说明省略。

在图7中，当从条件输入单元111中输入与发电性能值的最佳性和风险值的权衡有关的意图决定参数时，最佳交易计算单元132根据该信息计算最佳交易运转条件并输出显示在结果显示单元122中。

图8为最佳交易计算单元132的处理内容的说明图。条件输入单元111用称之为无差异曲线的意图决定参数对发电设备运用者输入允许度。如图8所示，意图决定参数的横轴为风险值，纵轴为发电性能值，两者之间的权衡曲线关系用曲线表示。位于该曲线上的任何一点对发电设备运用者具有相同的价值。

接着，最佳交易计算单元132在条件输入单元111中将各种输入条件一点点错开，用图表示此时的最佳条件的发电性能值和风险值，在结果显示单元122中作成图8所示那样的效用函数数据。最后，求出同时图示无差异曲线和效用函数时两者的切点，作为最佳交易点，将此时的运转条件作为最佳交易运转条件输出给结果显示单元122。

如果采用第2实施形态，由于用最佳交易计算单元132能够反映与发电设备运用者的最佳性和风险值的权衡有关的评价基准，算出最佳交易的运转条件，因此能够有效地支持发电设备运用者的意图决定。

(第3实施形态)

下面说明本发明的第3实施形态。图9为本发明的第3实施形态的发电设备运用管理支持系统的方框结构图。与图1所示的第1实施形态相比，该第3实施形态追加了用来算出能够在短时间内应答需要者的负荷增加要求的最佳备用电力的备用电力最佳化单元133。与图1相同的要素添加相同的附图标记，省略其重复说明。

在图9中，当从条件输入单元111输入与发电设备的备用电力有关的备用电力参数时，备用电力最佳化单元133算出发电设备用来维持发电量的备用电力的最佳部分负荷条件或最佳额定过载负荷条件，显示在结果显示单元122中。

这里，备用电力是为需要者的负荷可能变动而准备的，一般为在保持短时间内增加输出的状态下运转发电设备的状态。并且，在电力交易市场上，对于具备备用电力的电源有时将交易价格设定得比通常高。这样，备用电力为对相对交易处的需要者和对电力交易市场都有价值的运转状态。

另一方面，在发电设备中维持备用电力就必须牺牲发电设备的最佳性。下面用图10的发电设备的燃料费特性来说明其理由。如图10所示，燃料费特性用横轴表示发电功率功率(MW)，纵轴表示消耗的燃料费[/hour]，用图表示两者的关系，作为发电设备特性。

一般来说，额定运转时为发电功率的上限值，此时为效率最好的运转状态。但是，为了确保备用电力，有2种情况。

第一种情况为平时在比额定运转低的输出状态的部分负荷状态下运转，当需要者要求增加负荷时上升到额定运转状态；第2情况为平时额定运转，当需要者要求增加负荷时在超过额定运转的过载负荷状态下运转的情况。

第一种情况时，由于必须在图10的部分负荷A的状态下运转，因此成为将条件从额定附近的最佳运转状态变更到效率低下的部分负荷状态的运转，这意味着牺牲运转的最佳性。此时的备用电力成本即最佳性的牺牲程度/ΔCost(Partial Load)用式(10)表示。

ΔCost(Partial Load)＝Cost(Partial Load)-Cost(Optimal)……(10)

这其中，Cost(Partial Load)为部分负荷状态下的发电成本，Cost(Optimal)为额定功率附近的发电成本。

第二种情况也一样，由于必须设想为图10的超负荷B的状态下运转，因此不仅效率变差，而且会给设备带来多余的应力，降低机器的寿命或者造成维修成本的增大等运用成本的增加。另外，超负荷为使本来应该在额定功率以下运转的发电设备输出额定功率以上的功率的运转模式。

设想为超负荷B的状态的运转，是指由于负荷变动将条件从额定功率附近的最佳运转状态变更到效率低下的超负荷状态的运转，这意味着牺牲运转的最佳性。此时的备用电力成本即最佳性的牺牲程度ΔCost(Over Load)用式(11)表示。

ΔCost(Over Load)＝Cost(Over Load)-Cost(Optimal)……(11)

这其中，Cost(Over Load)为超负荷状态下的发电成本，Cost(Optimal)为额定功率附近的发电成本。

在发电设备中，维持备用电力的结果，存在在由于具备备用电力而造成的市场价格和相对合同价格的优势与由于维持备用电力而牺牲的发电成本增加量之间作出权衡(tradeoff)的问题。

因此，在备用电力最佳化单元133中算出最佳备用电力。图11为表示备用电力最佳化单元133中的处理内容的流程图。首先，从条件输入单元111输入作为备用电力参数的备用电力价格Cmargin[/MW](步骤S31)。接着，权衡是与部分负荷对应还是设想超负荷的模式作为备用电力模式(步骤S32)。该权衡由发电设备运用者进行。当选定为部分负荷模式时，付与假定的备用电力Δ[MW]和部分负荷条件(步骤S33)，算出最佳条件(步骤S34)。这些动作启动运转条件最佳化计算单元115进行。根据此时的运转成本与备用电力为0时的运转成本的比较计算备用电力成本(步骤S35)。然后进行备用电力成本的评价(步骤S36)。即，判断备用电力成本Δcost是否与备用电力价格CMargin相等，如果相等，则将此时的运转条件作为备用电力最佳运转条件输出给结果显示单元122(步骤S37)。

而如果不相等，即，如果备用电力成本Δcost＜备用电力价格CMargin则增加备用电力(Δ←Δ+σ)；如果备用电力成本Δcost＞备用电力价格CMargin则减少备用电力(Δ←Δ-σ)，回到步骤S33，反复进行以上计算，直到备用电力成本Δcost与备用电力价格CMargin相等。然后，在结束阶段将此时的运转条件作为备用电力最佳运转条件输出给结果显示单元122。

如果步骤S32的判断为权衡了超负荷模式，则同样付与假定的备用电力Δ[MW]和超负荷条件(步骤S38)，算出最佳条件(步骤S39)。根据此时的运转成本与备用电力为0时的运转成本的比较计算备用电力成本(步骤S40)。然后进行备用电力成本的评价(步骤S41)。然后进行收敛运算，直到备用电力成本Δcost与备用电力价格CMargin相等，在结束阶段将此时的运转条件作为备用电力最佳运转条件输出给结果显示单元122(步骤S37)。

如果采用第3实施形态，由于设置了备用电力最佳化单元133，因此当备用电力为相对合同或者电力交易市场的价格时，能够求出发电设备的增加运转成本的最佳交易条件。因此，发电设备运用的经济效率能够比通常的最佳运转更好。

(第4实施形态)

图12表示概略地表示了本发明第4实施形态的发电设备运用管理支持系统的一个实例，即包含发电设备运用管理支持系统1A的发电设备2的运用管理例的结构的概略图。

发电设备运用管理支持系统1A为将为了更低风险、高效率地运转发电设备2而认为是发电设备2的最佳的一般的发电量(以下简称为“计划基本发电量”)以及备用电力发电量作为运转条件提示给使用者(实际使用发电设备2的发电设备管理者或者操作者等的发电设备使用者)，支持发电设备运用者的系统。

并且，图中简略地表示了具有将发电设备2作为控制对象的发电设备本体3、控制发电设备本体3的设备的控制器4、检测发电设备本体3的各设备的处理量的多个传感器5和将传感器5检测到的处理量作为时序数据记录的数据记录器6的系统。

发电设备运用管理支持系统1A从成为运用管理对象的发电设备2中获取运转履历信息，从取得的运转履历信息及其他信息解析发电设备2的寿命消耗(以下简称“寿命消耗成本”)、将发电设备的输出功率的一部分作为待机电力来确保的电力(以下简称“备用电力”)的市场价格以及实际使用备用电力的概率(以下简称“备用电力使用概率”)。

并且，考虑解析结果，考虑运用发电设备2上的风险(以下简称为“运用风险”)，将在电力市场交易的环境下为了更加低风险、高效率地运用发电设备2而认为是最佳的运转条件，显示在通过能够传递电子信息的因特网或者专用线路等通信网络线路8电连接的、作为显示单元的操作终端9上，提示给使用者。

使用者在提供备用电力时，首先，使用者(发电设备运用者)输入操作作为市场投标手续单元的操作控制台10办理电力市场(以下简称“市场”)投标手续。然后，当在市场中确定了交易时，作为备用电力需求收订单元的操作控制台10对确定的备用电力量的发电量接受备用电力需求。

然后，使用者根据接受的备用电力需求输入操作作为发电量调整指令接受单元的操作控制台10，给发电设备2付与调整后的发电量(指令值)。在付与指令值时，使用者可以参考作为发电设备运用管理支持系统1A提示给操作终端9的运转条件的发电量。

当作为发电量调整指令接受单元的操作控制台10识别指令值时，通过作为发电量调整指令接受单元的操作控制台10给发电设备2付与指令值，发电设备2附属的控制器(在图12中省略了)进行控制使发电量追从指令值。

并且，本实施形态中的运用成本是指随着在超额定负荷状态下运用发电设备2，给发电设备2造成的过剩的负荷(热应力)产生的寿命消耗成本。

并且，图12所示的发电设备运用管理支持系统1A通过读取所谓电子计算机11执行本发明第4实施形态的运用管理支持方法(运转条件提示处理过程)的程序(以下简称“第1运用管理PG”)12，使电子计算机11(硬件)与第1运用管理PG12(软件)协调，实现功能结构，执行运转条件提示处理过程。

图13为概略地了表示本发明第4实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实施例即发电设备运用管理支持系统1A的功能结构的功能方框图。

发电设备运用管理支持系统1A进行提示考虑寿命消耗成本、备用电力的市场价格及备用电力使用概率，更加低风险、高效率地运转发电设备的运转条件这样的运转条件提示处理过程。发电设备运用管理支持系统1A可以通过进行运转条件提示处理过程使发电设备更加低风险、高效率地运转。

发电设备运用管理支持系统1A包括：记录并保存从图12所示的发电设备2获得的运转履历信息等电子数据的数据记录单元14，算出运转计划决策的基础信息(以下简称“运转计划决策基础信息”)的解析处理单元15，根据解析处理单元15算出的运转计划决策基础信息算出发电设备2的运转条件、决定运转计划并输出的运转计划决策单元16。

发电设备运用管理支持系统1A的数据记录单元14中存储有解析处理单元15能够读出的电子数据。在发电设备运用管理支持系统1A中，作为保存在数据记录单元14中的电子数据有：存储了作为图12所示的发电设备2的运转履历的，从控制器4、传感器5、数据记录器6获得的发电设备2的各种传感器信息、操作信息的运转履历数据库(以下将“数据库”简称为“DB”)13；保存有用来计算发电设备的寿命的物理公式、物理性质等寿命计算公式信息的工厂模型DB19；存储有过去的电力市场信息和发电业绩信息的电力市场DB20。

解析处理单元15包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算单元22、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定单元23、推定实际使用备用电力的概率(以下称为“备用电力使用概率)的备用电力使用概率推定单元24。具备寿命消耗成本计算单元22、备用电力价格推定单元23和备用电力使用概率推定单元24的解析处理单元15能够算出发电设备的寿命消耗成本、备用电力的市场价格(推定值)以及实际使用备用电力的概率作为运转计划决策基础信息。

解析处理单元15的寿命消耗成本计算单元22读出并获得运转履历DB18和工厂模型DB19，根据获得的信息计算发电设备的寿命消耗成本。寿命消耗成本计算单元22读出运转履历DB18，寿命消耗成本计算单元22能够获取例如输出的额定超过量的累计值、起动停止运转的次数、输出急剧变更运转的变化率实际值等信息。并且，工厂模型DB19中存储有推定发电设备的寿命等的物理式、物理性质式。

寿命消耗成本计算单元22获取存储在运转履历DB18中的发电设备的各种传感器信息和操作信息，获取存储在工厂模型DB19中的物理公式或物理性质公式，由此能够计算构成发电设备的各个构成要素、零部件所受到的热应力，能够根据计算结果算出任意运转状态中某个零部件的剩余寿命的推定值(以下简称“剩余寿命推定值”)。因此，如果能够知道运转前的剩余寿命推定值和运转后的剩余寿命推定值的话，则消耗掉的剩余寿命量(以下简称“剩余寿命消耗量”)可以用式(12)算出。

[公式7]

剩余寿命消耗量＝运转前的剩余寿命推定值-运转后的剩余寿命推定值………(12)

而某个零部件从新部件开始一直消耗到更换时为止的必要的成本(以下简称“寿命成本”)的随着零部件的消耗的消耗量，即寿命消耗成本由消耗了多少某个零部件的寿命成本的剩余寿命来决定，因此可以用消耗了剩余寿命的比例(以下简称为“剩余寿命消耗率”)用下式(13)来表示。

[公式8]

寿命消耗成本＝剩余寿命消耗率×寿命成本…………(13)

并且，由于剩余寿命消耗率用零部件寿命和剩余寿命消耗量、用下式(14)来表示：

[公式9]

剩余寿命消耗率＝剩余寿命消耗量/零部件寿命…………(14)

因此根据上式(13)和式(14)，寿命消耗成本可以用下式(15)来表示：

[公式10]

寿命消耗成本＝(剩余寿命消耗量/零部件寿命)×(零部件成本+零部件更换维修成本)…………(15)

备用电力价格推定单元23获取推定备用电力的价格的基本信息(以下简称为“备用电力价格推定信息”)，根据获得的备用电力价格推定信息进行运算处理，推定备用电力的价格。备用电力价格推定单元23获得的备用电力价格推定信息中包含例如现在的电力市场信息、过去的电力市场信息以及发电实绩信息。并且，市场信息为与电力交易有关的必要的信息的总称，至少包括时间、日期和市场价格信息。

在本实施形态中，如图13所示，市场信息获取单元26还获取备用电力价格推定信息中的近实时地获得的现在的电力市场信息。于是，备用电力价格推定单元12在获取现在的电力市场信息时，能够接受从市场信息获取单元26中获得的现在的电力市场信息。

并且，对于过去的电力市场信息和发电实绩信息，备用电力价格推定单元23通过读取电力市场DB20获得信息。当备用电力价格推定单元23取得备用电力价格推定信息时，根据获得的备用电力价格推定信息进行统计处理，推定现在或者今后的备用电力的市场价格(例如每1千瓦的价格：/kWh)。

备用电力使用概率推定单元24根据过去的电力市场信息推定实际使用备用电力的概率。过去的电力市场信息由备用电力使用概率推定单元24从电力市场DB20中读出获得。并且，求出从获取的过去的电力市场信息中作为备用电力被市场投标的电力量(以下简称为“备用电力市场投标量)与实际接受投标发电的发电量之和，求出备用电力市场投标量中的实际发电的发电量的比例，作为备用电力使用概率。备用电力使用概率可以用式(16)求出：

[公式11]

备用电力使用概率＝实际的发电量/备用电力市场投标量……(16)

运转计划决策单元16包括根据解析处理单元15解析处理过的寿命消耗成本、备用电力的市场价格以及备用电力使用概率的信息算出发电收益的发电收益计算单元29，计算使发电收益计算单元29算出的发电收益最佳的计划基本发电量及备用电力发电量的最佳运转条件计算单元30，输出最佳运转条件计算单元30算出的运转条件即计划基本发电量和备用电力发电量的最佳运转条件输出单元31。

运转计划决策单元16的发电收益计算单元29包括计算出计划基本发电量Xf与备用电力的市场交易价格(推定值)Pf的关系的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性算出单元33，计算出备用电力发电量Xv与备用电力的备用电力的市场交易价格(推定值)Pv的关系的备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34，计算备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)的关系的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算单元35。

并且，发电收益计算单元29包括分别使用计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性算出单元33、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算单元35算出的特性算出发电收入P与发电量(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv)的关系的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算单元37，计算发电成本C与发电量[Xf+Xv]的关系的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38，根据发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf以及备用电力发电量Xv之间的关系的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算单元40。

并且，发电收益期待值Prof为发电收益的期待值，为发电收入P减去发电成本C的量，即发电收益期待值Prof＝发电收入P-发电成本C。

在运转计划决策单元16中，通过发电收益计算单元29算出计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性，最佳运转条件计算单元30根据寿命消耗成本、备用电力的市场价格以及备用电力使用概率的信息计算为了增加收益而认为是最佳的发电设备2的发电量(例如以千瓦时为单位)，即计划基本发电量和备用电力发电量作为运转条件。并且，最佳运转条件输出单元31从最佳运转条件计算单元30中接受最佳运转条件计算单元30算出的运转条件，即计划基本发电量和备用电力发电量，并输出。

运转计划决策单元16作为运转条件输出的发电设备的计划基本发电量和备用电力发电量由发电收益计算单元29和最佳运转条件计算单元30根据获得的寿命消耗成本、备用电力的市场价格和备用电力使用概率的信息分几个阶段计算出。然后，计算结果输出给图12所示的操作终端9并显示。计算的详细情况在后述的运转计划提示处理过程的说明中叙述。

虽然在这样构成的发电设备运用管理支持系统1A中将发电设备运用管理支持系统1A算出的运转条件输出给显示单元，但运转条件不一定要显示在操作终端9等显示装置中，输出的地方也可以是例如使用者拥有的打印机等打印设备。即，显示单元为向使用者提示运转条件的单元。

并且，通信网络线路8也不一定非要不可。不要通信网络线路8时也可以。例如，在不要通信网络线路8的情况下，电子计算机11兼具操作终端9的功能，在发电设备2中电子计算机11将运转履历DB18记录在可以读取的数据记录媒体中，电子计算机11通过上述数据记录媒体读出运转履历信息。

在上述情况下，如果让电子计算机11还起显示单元的作用，将运转条件显示在电子计算机11的显示器上的话，则电子计算机11能够读出第1运用管理PG12执行运转条件提示处理过程，即使没有通信网络线路8也能进行发电设备2的运用管理支持。

并且，虽然在本实施形态中备用电力的市场投标或收订由作为市场投标手续单元和备用电力需求收订单元的操作控制台10进行，但也可以在发电设备运用管理支持系统1A中进行备用电力的市场投标和收订。在这种情况下，在发电设备运用管理支持系统1A中还必须具备市场投标手续单元和备用电力需求收订单元。

另外，如果根据图13，寿命消耗成本计算单元22从运转履历DB18和工厂模型DB19中获取信息，但也可以从图中没有示出的外部单元接受输入。例如，寿命消耗成本计算单元22可以直接获取使用者从输入接受单元(图外)输入的运转履历信息等。并且，备用电力价格推定单元23和备用电力使用概率推定单元24也可以与寿命消耗成本计算单元22一样接受外部的输入。

另外，也可以将市场信息获取单元26构成为在获取现在的电力市场信息以外定期地读入获得的信息，定期地更新电力市场DB20的结构。并且，虽然在本实施形态中市场信息获取单元26配备在发电设备运用管理支持系统1A中，但也并非必须如此，例如，如果不使用市场信息获取单元26而是使用者直接输入现在的电力市场信息给备用电力价格推定单元23，则即使没有市场信息获取单元26，备用电力价格推定单元23也能获取现在的电力市场信息。

如果采用这样构成的发电设备运用管理支持系统1A，由于运转计划决策单元16根据寿命消耗成本、备用电力的市场价格和备用电力使用概率输出为了提高收益而认为是最佳的发电设备2的运转条件，因此能够实现考虑了成为运用风险的寿命消耗成本的发电设备2的运用。

即，由于能够根据考虑备用电力的市场价格和成为运用风险的寿命消耗成本的权衡认为是最佳的发电量分配，向市场提供市场价值高的备用电力，因此能够以接近在经济效益和社会效益上比以往更佳的状态下运用发电设备2。

并且，由于准确地推定备用电力中的实际发电的概率(备用电力使用概率)并且追加了，因此能够限制多于确保备用电力的计划基本发电量，能够以接近额定功率运转的高效率的状态运转。而且，由于能够计算出认为是最佳的计划基本发电量和备用电力发电量，并作为运转条件提示，因此能够支持使用者(发电设备运用者)的意图决定。

而且，即使在准备好通过通信网络线路8将发电设备运用管理支持系统1A与远隔的发电设备2电气地连接的遥控环境，多个发电设备2分散在各地的情况下，也能将各个发电设备2的运用管理支持集中在发电设备运用管理支持系统1A中。

因此发电设备运用管理支持系统1A能够同时监视多个发电设备2，计算出运转条件，将计算出的运转条件提供给各发电设备2的发电设备运用者，能够提供运用管理支持的操作和维修服务(以下简称“O&M服务”)。

下面按照顺序说明发电设备运用管理支持系统1A中作为发电设备运用管理支持方法的运转计划提示处理过程。

图14为按照顺序说明发电设备运用管理支持系统1A中作为发电设备运用管理支持方法的运转计划提示处理过程的说明图(处理流程图)。

根据图14，运转计划提示处理过程包括根据获取的信息计算运转计划决策基本信息的解析处理过程(步骤S1～S4)，根据该解析处理过程中算出的运转计划决策基本信息输出发电设备的运转条件的运转计划决策过程(步骤S5)。

运转计划提示处理过程的解析处理过程(步骤S1～S4)包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程(步骤S1～S2)，推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程(步骤S3)和推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程(步骤S4)。

而说明运转计划决策过程(步骤S5)中的更详细的处理步骤的说明图(处理流程图)表示在图15中。

根据图15，运转计划决策过程包括计算伴随发电的收支、计算发电收益的发电收益计算过程(步骤S51～S56)，计算使发电收益计算过程中算出的发电收益最佳的计划基本发电量和备用电力发电量的最佳运转条件计算过程(步骤S57)，输出最佳运转条件计算过程算出的运转条件，即计划基本发电量和备用电力发电量的最佳运转条件提示过程(步骤S58)。

运转计划决策过程的发电收益计算过程(步骤S51～步骤S56)包括：根据解析处理过程获得的数据计算计算计划基本发电量Xf与备用电力的市场交易价格(推定值)Pf的关系的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤(S51)，计算备用电力发电量Xv与备用电力的市场交易价格(推定值)Pv的关系的备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤(S52)，计算备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)的关系的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤(S53)。

并且，发电收益计算过程(步骤S51～步骤S56)还包括使用计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤(步骤S51～步骤S53)算出的各种特性计算发电收益期待值Prof(＝发电收入P-发电成本C)的处理步骤。

具体地，还包括计算发电收入P与发电量(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv)的关系的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤(步骤S54)，计算发电成本C与发电量[Xf+Xv]的关系的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)，根据算出的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv的关系的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤(步骤S56)。

根据图14和图15，运转计划提示处理过程首先为解析处理过程，在解析处理过程中，首先为寿命消耗成本计算过程(步骤S1～步骤S2)。于是，在寿命消耗成本计算过程(步骤S1～步骤S2)中，首先在步骤S1中进行寿命消耗成本计算单元22计算剩余寿命消耗量的步骤。

在剩余寿命消耗量计算步骤(步骤S1)中，寿命消耗成本计算单元22获取存储在运转履历DB18中的发电设备的各种传感信息和操作信息，存储在工厂模型DB19中的物理公式或物理性质公式。然后，计算构成发电设备的各构成要素、零部件所受的热应力，计算运转前和运转后的运转条件中的剩余寿命推定值，用上述公式(12)计算剩余寿命消耗量。

当寿命消耗成本计算单元22计算出剩余寿命消耗量时，结束剩余寿命消耗量计算步骤，接着在步骤S2中进行寿命消耗成本计算步骤。在寿命消耗成本计算步骤(步骤S2)中，用寿命消耗成本计算单元22在剩余寿命消耗计算步骤中算出的剩余寿命消耗量计算寿命消耗成本。寿命消耗成本的计算可以用上述公式(15)进行计算。

当寿命消耗成本计算单元22计算出寿命消耗成本时，结束寿命消耗成本计算步骤。然后，结束具有寿命消耗成本计算步骤完了的寿命消耗成本计算过程(步骤S1～步骤S2)的所有处理步骤。当寿命消耗成本计算步骤结束时，接着进入步骤S3，在步骤S中进行备用电力价格推定过程。

在备用电力价格推定过程(步骤S3)中，首先，备用电力价格推定单元23获取作为备用电力价格推定基本信息的现在电力市场信息、过去的电力市场信息以及发电实绩信息。然后，根据获得的备用电力价格推定信息进行运算处理(统计处理)，推定备用电力的价格。当备用电力价格推定单元23推定出备用电力的价格时，结束备用电力价格推定过程。当备用电力价格推定过程结束时，接着进入步骤S4，在步骤S4中进行备用电力使用概率推定过程。

在备用电力使用概率推定过程(步骤S4)中，备用电力使用概率推定单元24从电力市场DB20中获取过去的电力市场信息，总计备用电力市场投标量和实际接受投标发出的发电量。然后求出备用电力市场投标量中实际发出的发电量的比例作为备用电力使用概率，推定实际使用备用电力的概率。备用电力使用概率可以用上述公式(16)求出。

当备用电力使用概率推定单元24推定出实际使用备用电力的概率时，结束备用电力使用概率推定过程。然后结束具有备用电力使用概率推定过程完了的解析处理过程(步骤S1～步骤S4)的全部处理过程，接着进入步骤S5。在步骤S5中，进行运转计划决策过程。

如图15所示，当运转计划决策过程(步骤S5)中的处理步骤中的处理过程开始时，首先在步骤S51中进行运转计划决策单元16计算计划基本发电量Xf-市场价格Pf的特性的步骤。

在计划基本(base)发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤中，运转计划决策单元16的发电收益计算单元29从解析处理单元15的备用电力价格推定单元23中获取备用电力的市场价格(推定值)，用发电收益计算单元29的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算单元33获得的备用电力的市场价格(推定值)计算计划基本发电量Xf与备用电力的市场价格Pf之间的关系(计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性)。

在运转计划决策单元16中，当发电收益计算单元29的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算单元33计算出计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性时，结束计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤，接着在步骤S52中进行计算备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性的步骤。

在备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤(步骤S52)中，运转计划决策单元16的发电收益计算单元29从解析处理单元15的备用电力价格推定单元23中获取备用电力的市场价格(推定值)，用发电收益计算单元29的备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34获得的备用电力的市场价格(推定值)计算备用电力发电量Xv与市场价格Pv的关系(备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性)。

当发电收益计算单元29的备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34计算出备用电力发电量Xv-市场价格Pv的特性时，结束备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤，接着，在步骤S53中进行计算备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)的特性的步骤。

在备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤(步骤S53)中，运转计划决策单元16的发电收益计算单元29从解析处理单元15的备用电力使用概率推定单元24中获取备用电力使用概率，用发电收益计算单元29的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算单元35获得的备用电力使用概率计算备用电力发电量Xv与备用电力使用概率Prob(Xv)的关系(备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性)。

当发电收益计算单元29的备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算单元35计算出备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性时，结束备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤，接着，在步骤S54中进行计算发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性的步骤。

在发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤(步骤S54)中，运转计划决策单元16的发电收益计算单元29用计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤和备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤算出的各种特性计算发电收入P与发电量[Xf+Xv]的关系(发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性)。

在计算发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性的过程中，必须首先求出发电收入P。发电收入P可以用下式求出。

[公式12]

P＝Pf(Xf)×Xf+Pv(Xv)×Xv…………(17)

并且，由于发电收入P用计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv两者的值求出，因此如果求出发电收入P，就能够求出发电收入P与计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv之和的关系，即发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性。

发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性的计算用发电收益计算单元29的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算单元37从计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算单元33和从备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34中获得的各种特性，用上述公式(17)进行计算。当发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算单元37计算出发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性时，结束发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤，接着在步骤S55中进行计算发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性的步骤。

在发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)中，运转计划决策单元16的发电收益计算单元29使用计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤计算出的各种特性计算发电成本C与发电量[Xf+Xv]之间的关系(发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性)。

在计算发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性的过程中，必须首先求出发电成本C。并且，第4实施形态所说的发电成本C与后述第6实施形态所说的发电成本C有一些不同。这里，就第4实施形态所说的发电成本C进行说明。

图16表示说明发电成本与发电功率的关系的说明图(发电成本-发电功率特性)。

如图16所示，如果假设纵轴为发电成本C[/kWh]，横轴为发电功率[kW]，则以往的发电功率-发电成本特性如图中曲线A。

一般地，发电设备2的设计为额定功率时效率最高，在比额定功率k低的发电功率(例如发电功率为a点时)发电的部分负荷时，发电功率低下，在比额定功率k高的发电功率(例如发电功率在b点时)发电的超额定负荷时，发电功率低下。

因此，发电功率-发电成本特性(A线)使伴随效率低下产生的成本量(以下简称“效率低下成本”)在图16中的B线所示的理想运转时(没有加入低效率时)的发电功率-发电成本特性之上。部分负荷时产生的多余的发电成本(以下简称“部分负荷成本”)用A线与B线之差表示，这就是效率低下成本。并且，离额定功率k越远，效率低下成本越增大，这是因为离额定功率k越远，效率一般具有越低的倾向的缘故。

但是，如果发电功率为超额定负荷的状态(例如图中的b点)，会给发电设备2造成过大的负荷，不仅效率低下，而且担负运用风险。因此，超额定负荷时的发电成本，在计算因发电功率处于超额定负荷状态产生的多余发电成本(以下简称“超额定成本”)时除效率低下成本外，还要加上伴随发生运用风险产生的成本(以下简称“运用风险成本”)。

因此，第4实施形态中所说的发电成本C如同图中所示曲线C那样，要在以往的发电功率-发电成本特性(A线)上加上作为运用风险成本的超额定负荷状态下的寿命消耗成本。

并且，图16中表示的D线为第6实施形态中的发电成本C，其详细情况在第6实施形态的说明中说明。并且，为了明确区分以往的发电功率-发电成本特性(A线)中的发电成本和第4实施形态中的发电成本C，在以下的说明中将前者作为伴随发电的发电运用成本，将后者作为发电成本C说明。

本发明的发电成本为加进运用风险成本计算出来的成本。

[公式13]

发电成本＝发电运用成本+运用风险成本…………(18)

并且，在计算本实施形态的发电成本C的过程中，从图16所示的说明图中知道，作为运用风险成本加进的是寿命消耗成本，因此上式(18)变为：

[公式14]

发电成本C＝发电运用成本+寿命消耗成本…………(19)

而且，作为实际备用电力发出的发电量可以用备用电力发电量Xv和该备用电力发电量Xv的备用电力使用概率Prob(Xv)，用下式(20)表示：

[公式15]

∫Xv×Prob(Xv)dXv…………(20)

如果假设发电量为Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv时的发电运用成本为：

[公式16]

发电运用成本＝OpCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)………(21)

寿命消耗成本为：

[公式17]

寿命消耗成本＝LifeCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)……(22)的话，则本实施形态中的发电成本C可以用下式(23)求出：

[公式18]

发电成本C＝OpCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)+

           LifeCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)………(23)

发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性的计算可以通过发电收益计算单元29的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38从计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算单元33、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算单元34以及备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算单元35中获得的各种特性，用上述公式(20)～公式(23)进行计算。

当发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38计算出发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性时，结束发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤，接着在步骤S56中进行计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算步骤。

在计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算步骤(步骤S56)中，发电收益计算单元29的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算单元40从发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算单元37中接受在步骤S54中算出的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性，从发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38中接受在步骤S55中算出的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性。

然后，计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算单元40根据获得的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性求出对计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv的发电收益期待值Prof，计算出发电收益期待值Prof、计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv之间的关系(计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性)。

计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性可以像例如图15所示那样，用在计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv的二维平面上画上发电收益期待值Prof的3维函数(发电收益曲线)表示。

当运转计划决策单元16的发电收益计算单元29计算出计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性时，结束计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤。当计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤结束时，结束发电收益计算过程(步骤S51～步骤S56)的全部处理步骤，当发电收益计算过程结束时，接着进入步骤S57。然后，在步骤S57中进行最佳运转条件计算过程。

在最佳运转条件计算过程(步骤S57)中，运转计划决策单元16的最佳运转条件计算单元30用在发电收益计算过程中获得的计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性求出发电收益期待值Prof最高的点(最佳点)，计算付与发电收益期待值Prof最佳点的计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv。将作为算出结果获得的计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv认为是发电收益最佳的作为运转条件。

当作为认为是最佳发电收益的运转条件计算出计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv时，结束最佳运转条件计算过程，接着进入步骤S58。然后，在步骤S58中进行最佳运转条件提示过程。

在最佳运转条件提示过程(步骤58)中，运转计划决策单元16的最佳运转条件输出单元31将在最佳运转条件提示过程中算出的运转条件，即计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv输出给作为显示单元的操作终端9并提示(显示)。当运转计划决策单元16的最佳运转条件输出单元31将运转条件提示给操作终端9时，结束最佳运转条件提示过程(终了)。然后，待最佳运转条件提示过程结束后，结束运转计划提示处理过程的全部处理过程(END)。

并且，在运转计划提示处理过程的解析处理过程(步骤S1～步骤S4)中，寿命消耗成本计算过程(步骤S1～步骤S2)、备用电力价格推定过程(步骤S3)和备用电力使用概率推定过程(步骤S4)的处理顺序只要在解析处理过程(步骤S1～步骤S4)的范围内，不局限于图14所示的顺序。

例如，也可以在步骤S1中进行备用电力使用概率推定过程，在步骤S2中进行备用电力价格推定过程，在步骤S3和步骤S4中进行寿命消耗成本计算过程。并且，寿命消耗成本计算过程、备用电力价格推定过程和备用电力使用概率推定过程这3个处理过程也可以在同一时间处理(多重任务处理)。

而在运转计划决策过程(步骤S5)中，对于发电收益计算过程(步骤S51～步骤S56)中的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算步骤(步骤S51～步骤S53)，只要是在执行发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤(步骤S54)和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)之前，其处理顺序也可以不是图15所示的顺序。

例如，可以在步骤S51中进行备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤或者备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤，计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤这3个处理步骤也可以多重任务处理。

并且，对于发电收益计算过程的发电量[Xf+Xv]-发电收入P特性计算步骤(步骤S54)和发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)，如果是在计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤(步骤S51～步骤S53)的处理步骤完成之后，并且在计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性计算步骤(步骤S56)执行之前，其处理顺序不局限于图15所示的步骤。

并且，在最佳运转条件提示过程(步骤S58)中，虽然运转计划决策单元16将认为是最佳发电收益的计划基本发电量Xf和备用电力发电量Xv显示在操作终端9上提示使用者(发电设备运用者)，但也可以一起提示计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性(发电收益曲线)。

而且，在最佳运转条件提示过程中(步骤S58)，也可以将计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-发电收益期待值Prof特性(发电收益曲线)作为运转条件显示在操作终端9中。此时，可以省略最佳运转条件计算过程(步骤S57)。

如果采用这样的发电设备2的运用管理支持方法(运转计划提示处理过程)，由于向使用者(发电设备运用者)提示根据寿命消耗成本、备用电力市场价格和备用电力使用概率的信息认为是提高收益的最佳的发电设备2的运转条件，因此能够实现支持使用者的意图决定、考虑了成为运用风险的寿命消耗成本的发电设备2的运用。

并且，由于准确地推定备用电力使用概率并将其加入，因此能够防止为了确保备用电力而过多地限制计划基本发电量，能够以接近额定运转的高效率的状态运转发电设备2。

如果采用本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法(运转条件提示处理过程)以及在计算机中执行该运用管理方法的程序，作为超额定负荷状态下的发电成本，除效率低下成本外，再加进作为由于超过额定功率运用产生的运用风险成本的寿命消耗成本来计算发电成本，如果备用电力的市场价值(发电收入)比算出的发电成本高，则能够积极地支持适合设想好的超额定运转的、确保备用电力这样的市场需求的发电设备2的运用。

并且，由于在确保备用电力时设想了超额定运转，因此即使假设在备用电力没有实际发电的情况下(发电量为计划基本发电量的情况下)，也能够在额定功率附近的高效率的运转条件下发电，因此确保效率良好地运用发电设备2。而且，由于能够算出认为是最佳的计划基本发电量和备用电力发电量，并作为运转条件提示，因此能够支持使用者(发电设备运用者)的意图决定。

而且，即使在多个发电设备2分散在远隔地点的情况下也能利用通信网络线路8结合信息，能够在1个地方集中进行各发电设备2的最佳运用计划决策(运转条件提示)。因此，能够将多个发电设备2各自的运转条件提供给各发电设备2的发电设备运用者，能够提供运用管理支持的O&M服务。

(第5实施形态)

图17表示概略地表示了本发明的第5实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即包含发电设备运用管理支持系统1B的发电设备2的运用管理例的结构的概略图。

如果采用图17所示的本发明的第5实施形态的使用例，虽然在构成要素上第1运用管理PG12变为第2运用管理PG42这一点以及具备发电设备运用管理支持系统1B上不同，但其他的地方本质上相同。因此，与第4实施形态相同的地方添加相同的附图标记，其说明省略。

根据图17，发电设备运用管理支持系统1B在还具备市场投标手续单元、备用电力需求收订单元以及作为发电量调整指令输入接受单元的操作控制台10这些点上与发电设备运用管理支持系统1A不同。由于这些地方不同，因此发电设备运用管理支持系统1B的功能方框图也与发电设备运用管理支持系统1A的功能方框图不同。

图18表示概略地表示了本发明的第5实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即发电设备运用管理支持系统1B的功能结构的功能方框图。

发电设备运用管理支持系统1B还包括对市场进行投标的市场投标手续单元44、从市场接受备用电力需求订购的备用电力需求收订单元45、接受并识别付与发电设备2的发电量(指令值)的发电量调整指令输入接收单元46、向各个发电设备2发送将发电量控制在发电量调整指令输入接收单元46识别的指令值的发电量控制信号的发电量控制信号发射单元48。

在发电设备运用管理支持系统1A上附加的市场投标手续单元44、备用电力需求收订单元45、发电量调整指令输入接收单元46和发电量控制信号发射单元48为图12所示的操作控制台10承担其作用的单元。

这样构成的发电设备运用管理支持系统1B由于发电量控制信号发射单元48能够对各个发电设备2发送发电量控制信号，能够分别控制发电设备2的发电量，因此除了能够进行发电设备运用管理支持系统1A对发电设备2进行的运用支持外，还能够进行实际的运转控制。因此，发电设备运用管理支持系统1B为能够提供包含直到发电设备2的运转控制的运用支持服务的发电设备运用管理支持系统。

并且，在发电设备运用管理支持系统1B中，使用者看着显示在作为显示单元的操作终端9上的运转条件通过作为发电量调整指令输入接受单元的操作控制台10分别向多个发电设备2付与指令值(发电量)，但也可以采用将运转计划决策单元16输出的运转条件作为指令值直接接受的发电量调整指令输入接受单元取代使用者输入指令值，如果这样可以省略使用者的输入操作。

由于发电设备运用管理支持系统1B的结构在发电设备运用管理支持系统1A的结构的基础上增加了操作控制台10，因此除发电设备运用管理支持系统1A的功能结构外，还具有市场投标手续单元44、备用电力需求收订单元45、发电量调整指令输入接收单元46和发电量控制信号发射单元48，但是，市场投标手续单元44和备用电力需求收订单元45不一定非要不可。

从功能结构的角度来讲，如果具有发电量调整指令输入接收单元46和发电量控制信号发射单元48，则是能够提供包含直到发电设备2的实际运转控制的运用支持服务的发电设备运用管理支持系统。

而且，图17所示的操作终端9也可以与实现发电设备运用管理支持系统1B的功能结构的电子计算机11是同一个设备。

而图18所示的发电设备运用管理支持系统1B通过图17所示的电子计算机(计算机)11读取执行本发明的第5实施形态的运用管理支持方法(发电设备运转控制处理过程)的第2运用管理PG42，电子计算机11(硬件)与第2运用管理PG42(软件)的配合来实现功能结构，执行发电设备运转控制处理。

下面按照顺序说明在发电设备运用管理支持系统1B中进行的作为发电设备运用管理支持方法的发电设备运转控制处理过程。

图19为按照顺序说明在发电设备运用管理支持系统1B中进行的作为发电设备运用管理支持方法的发电设备运转控制处理过程的说明图(处理流程图)。

按照图19，发电设备运转控制处理过程包括相当于发电设备运用管理支持系统1A中的运转计划提示处理过程的解析处理过程(步骤S1～步骤S4)，运转计划决策过程(步骤S5)，而且还包括给各发电设备2付与指令值的发电量控制信号发送过程(步骤S6)。因此，在本实施形态中，省略相当于发电设备运用管理支持系统1A中的运转计划提示处理过程的步骤S1～步骤S5，就发电量控制信号发送过程(步骤S6)进行说明。

作为进行步骤S6的前提，在步骤S5中将运转计划决策单元16算出的运转条件显示在作为显示单元的操作终端9中，使用者确认显示的运转条件。然后，使用者将指令值输入作为发电量调整指令输入接收单元46的操作控制台10中。当控制后的发电量指令值付与给操作控制台10后，进入步骤S6，在步骤S6中进行发电量控制信号发送过程。

在发电量控制信号发送过程(步骤S6)中，操作控制台10识别使用者输入的发电量的指令值，发送将发电量控制在作为发电量控制信号发射单元48的操作控制台10识别到的指令值的发电量控制信号。当将操作控制台10识别到的发电量的指令值作为控制对象付与给了发电设备2后，结束发电量控制信号发送过程(END)。

并且，虽然发电设备运转控制处理过程以进行步骤S6为前提，使用者确认显示在操作终端9中的运转条件，将指令值输入到作为发电量调整指令输入接收单元的操作控制台10中，但如果作为发电量调整指令输入接收单元的操作控制台10能够从运转计划决策单元16中获得运转条件的话，则在图19所示的发电设备运转控制处理过程的说明图(处理流程图)中，在运转计划决策过程(步骤S5)与发电量控制信号发送过程(步骤S6)之间还可以具备，从运转计划决策单元16中获取作为发电量调整指令输入接收单元的操作控制台10所决策好的运转计划，即算出的运转条件的决策运转计划获取过程。

如果采用本发明的第5实施形态的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法(发电设备运转控制处理过程)以及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序，由于不仅能够取得本发明的第4实施形态的发电设备运用管理支持系统所具有的效果，还能对发电设备2的运转进行控制，因此不仅能提供发电设备2的运用支持服务，还能提供实际的运用服务。

(第6实施形态)

图20表示概略地表示了本发明的第6实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即包含发电设备运用管理支持系统1C的发电设备2的运用管理例的结构的概略图。

如果采用图20所示的本发明的第6实施形态的使用例，虽然在发电设备运用管理支持系统1A变为发电设备运用管理支持系统1C以及第1运用管理PG12变为第3运用管理PG50这些点上与图12所示的第4实施形态的使用例不同，但其他的地方本质上相同。因此，与第4实施形态相同的地方添加相同的附图标记，其说明省略。

并且，当进行发电设备2的运用管理的发电设备运用者进行发电设备2的运用管理时，作为发电设备运用管理支持系统1C的运用风险成本，除寿命消耗成本外，还将为了确保备用电力而超过额定运用产生的发电设备2的故障、紧急隔断，以及其他故障使发电不能继续进行而产生的成本(以下简称为“计划外设备停止风险成本”)作为运用风险成本加了进去。

鉴于不能预测或者控制计划外设备停止风险成本的发生，发电设备运用管理支持系统1C使用保险作为抵御风险的手段。即，计划外设备停止风险成本为支付给发电设备2的保险服务业者52的保险金。

而发电设备运用管理支持系统1C通过所谓的电子计算机(计算机)11读取执行本发明的第6实施形态的运用管理支持方法(第2运转计划提示处理过程)的第3运用管理PG50，电子计算机11(硬件)与第3运用管理PG50(软件)的配合来实现功能结构，执行第2运转计划提示处理过程。

图21表示概略地表示了本发明的第6实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即发电设备运用管理支持系统1C的功能结构的功能方框图。

根据图21，发电设备运用管理支持系统1C用解析处理单元15A取代解析处理单元15、用运转计划决策单元16A取代运转计划决策单元16这些点与发电设备运用管理支持系统1A不同。即，还包括数据记录单元14、解析处理单元15A和运转计划决策单元16A。

由于解析处理单元15A作为运用风险成本除寿命消耗成本外，还加进计划外设备停止风险成本计算发电成本C，因此具备作为计划外设备停止风险成本接受单元的计划外设备停止风险成本获取单元54，计划外设备停止风险成本获取单元54从保存在数据记录单元14中的保险金DB56中获取作为计划外设备停止风险成本支付给保险服务业者52的保险金的信息。

并且，运转计划决策单元16A还包括计算发电收益的发电收益计算单元29A、最佳运转条件计算单元30和最佳运转条件输出单元31。更加具体地看，发电收益计算单元29A在用发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A取代发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38这一点上与发电收益计算单元29不同，但其他的地方本质上没有差别。

即，运转计划决策单元16A与运转计划决策单元16的不同在于具有计划外设备停止风险成本获取单元54和用发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A取代发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38，由于这些不同，可以将计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加进去计算发电成本C，计算出发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性。

发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A计算时使用的发电成本C加进了计划外设备停止风险成本作为运用风险成本。即，本实施形态中的发电成本C为相当于图16所示的D线部分，如果引用第4实施形态的说明中用过的式(18)，则为下式(24)：

[公式19]

发电成本C＝发电运用成本+寿命消耗成本+计划外设备停止风险成本………(24)

这里，由于利用保险作为风险防御手段，因此计划外设备停止风险成本为利用保险时产生的保险金，如果假设该保险金为下式(25)：

[公式]

保险金＝MFCost(Xf+Xv)…………(25)

则本实施形态中的发电成本C可以用下式(26)求得：

[公式]

发电成本C＝OpCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)+

           LifeCost(Xf+∫Xv×Prob(Xv)dXv)+

           MFCost(Xf+Xv)………(26)

如果采用这样构成的发电设备运用管理支持系统1C，在用保险作为风险防御手段的情况下，由于运转计划决策单元16A能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C，因此与发电设备运用管理支持系统1A相比，能够以接近最佳经济效益和社会效益的状态支持运用发电设备2。

并且，虽然计划外设备停止风险成本获取单元54从保存在数据记录单元14中发保险金DB56中获取作为计划外设备停止风险成本而支付给保险服务业者52的保险金信息，但使用者也可以直接输入获取付给的保险金作为计划外设备停止风险成本。此时，不需保险金DB56。

下面按照顺序说明在发电设备运用管理支持系统1C中进行的作为发电设备运用管理支持方法的第2运转计划提示处理过程。

第2运转计划提示处理过程除运转计划决策过程(步骤5)这一个步骤与发电设备运用管理支持系统1A中进行的运转计划提示处理过程不同以外，其他的与发电设备运用管理支持系统1A中进行的运转计划提示处理过程没有本质上的不同。

因此，在第2运转计划提示处理过程中，对于本质上与第2运转计划提示处理过程中的运转计划决策过程(以下简称“第2运转计划决策过程”)中的运转计划提示处理过程中的运转计划决策过程(步骤S5)没有不同的处理步骤，添加相同的处理步骤编号，省略其说明，只对不同的处理步骤进行说明。

图22为按照顺序说明在发电设备运用管理支持系统1C中进行的作为发电设备运用管理支持方法的第2运转计划提示处理过程的说明图(处理流程图)。

根据图22，第2运转计划决策过程(步骤S7)除用将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)取代发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)与运转计划决策过程(步骤S5)的发电收益计算过程(步骤S51～步骤S56)不同外，其他的处理步骤本质上没有什么不同。

因此，对于步骤S51～步骤S54和步骤S56省略处理步骤的说明，对于发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)，就与发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)的不同点进行叙述。

在第2运转计划提示处理过程中，在进行过与运转计划提示处理过程一样根据获得的信息计算运转计划决策基本信息的解析处理过程(步骤S1～步骤S4)后，接着进行第2运转计划决策过程(步骤S7)。

在第2运转计划决策过程(步骤S7)中，首先进行步骤S51的计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤，接着进行步骤S52、步骤S53和步骤S54，然后进行发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)。

在发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)中，运转计划决策单元16A的发电收益计算单元29A中的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A用在计划基本发电量Xf-市场价格Pf特性计算步骤、备用电力发电量Xv-市场价格Pv特性计算步骤和备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob(Xv)特性计算步骤中算出的各种特性计算发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性。

发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A所进行的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)，在计算发电成本C时将计划外设备停止风险成本加进到寿命消耗成本中作为运用风险成本这一点上与运转计划决策过程(步骤S5)的发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S55)不同。

当发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算单元38A使用将计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加进到寿命消耗成本中的发电成本C计算出发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性后，结束发电量[Xf+Xv]-发电成本C特性计算步骤(步骤S71)，接着进入步骤S56。然后，在步骤S56中进行完计划基本发电量Xf-备用电力发电量Xv-备用电力使用概率Prob特性计算步骤后，第2运转计划决策过程中的发电收益计算过程结束。

该发电收益计算过程结束后，再经过计算使发电收益计算过程中算出的发电收益最佳的计划基本发电量和备用电力发电量的最佳运转条件计算过程(步骤S57)、提示最佳运转条件计算过程中算出的运转条件的最佳运转条件提示过程(步骤S58)，结束第2运转计划决策过程(步骤S7)。然后，待第2运转计划决策过程结束后，结束第2运转计划提示处理过程(END)。

如果采用这样的第2运用管理支持方法(第2运转计划决策过程)，由于能向使用者(发电设备运用者)提示根据寿命消耗成本、备用电力市场价格、备用电力使用概率和计划外设备停止风险成本的基本信息认为是提高收益的发电设备2的最佳运转条件，因此能够支持使用者的意图决定，能够实现考虑了成为运用风险成本的寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本的发电设备2的运用。

如果采用本发明的第6实施形态的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法(第2运转计划决策处理过程)以及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序，由于能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去算出发电成本C，因此与发电设备运用管理支持系统1A相比，能够以更接近最加经济效益和社会效益的状态运用发电设备2。

(第7实施形态)

图23表示概略地表示了本发明的第7实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即包含发电设备运用管理支持系统1D的发电设备2的运用管理例的结构概略图。

如果采用图23所示的本发明的第7实施形态的使用例，虽然在还包括在电子计算机11上执行作为防御发电设备2的计划外设备停止风险的手段而提供保险服务的处理过程(以下简称“保险服务提供处理过程”)的保险服务提供PG60这一点上与第6实施形态的使用例不同，但其他的地方本质上相同。因此，与第6实施形态相同的地方添加相同的附图标记，其说明省略。

图23所示的发电设备运用管理支持系统1D通过电子计算机(计算机)11读取执行本发明的第7实施形态的运用管理支持方法(综合运用管理支持处理过程)的程序，即读取第3运用管理PG50和保险服务提供PG60，电子计算机11(硬件)与第3运用管理PG50和保险服务提供PG60(软件)相配合来实现功能结构，执行综合运用管理支持处理过程。

图24表示概略地表示了本发明的第7实施形态的发电设备的运用管理支持系统的一个实例即发电设备运用管理支持系统1D的功能结构的功能方框图。

发电设备运用管理支持系统1D的功能结构从大的方面分，包括与第6实施形态没有本质区别的相当于发电设备运用管理支持系统1C的功能结构单元(在图24中省略了详细的结构，仅表示成发电设备运用管理支持系统1C)和作为防御发电设备2的计划外设备停止风险的手段的提供保险服务的功能结构单元(以下简称“保险服务提供单元”)65。这里就与第6实施形态不同的保险服务提供单元65进行说明。

保险服务提供单元65为相当于第6实施形态说明过的保险服务业者52的提供保险服务的单元。并且，在发电设备运用管理支持系统1D中，保险服务提供单元65提供以更加适当的形式支持为了确保备用电力而积极地进行超额定运转的发电设备运用者的保险服务。

更加具体地，不是采用像以往那样只是在申请时进行结算的方法，而是采用在申请时进行初期结算，在申请后的某个时期至少进行1次以上的结算(以下简称“事后结算”)的方法。这是因为实际是否发电不到那个时刻是不能判断这样的备用电力的市场商品的性质，申请时(初期结算时)的备用电力发电量与实际(事后结算时)的备用电力发电量不相符的情况不少，或者给发电设备2带来的风险的大小因实际发电的有无或发电量的多少有很大的变化的缘故。

根据图24，保险服务提供单元65包括保险估算或接受申请的保险申请接受单元68，审查评价计划外设备停止风险的计划外停止风险评价单元69，根据计划外停止风险评价单元69审查、评价后的计划外设备停止风险计算作为计划外设备停止风险成本的保险金的保险金计算单元70，事后再次核算并输出核算保险金时产生的差额的差额计算单元71和执行保险结算的保险结算执行单元72。

保险申请接受单元68通过通信网络线路8接受使用者(发电设备运用者)的签保险合同时必要的保险金的预算委托或保险合同的申请。

计划外停止风险评价单元69用除发电设备2的寿命消耗成本以外的，包括为了确保备用电力而实施超额定运转所造成的发电设备2的损坏、故障、紧急隔离等使发电不能继续所造成的市场机会损失成本、运用合同的罚款成本、从异常状态恢复所必需的成本、设备维修、保养成本等的发电设备2的计划外设备停止时的损失成本和发电设备2的计划外设备停止的发生概率求取发电设备2的计划外设备停止时的损失成本的期待值(以下简称“损失成本期待值”)，用求得的损失成本期待值的大小评价计划外设备停止风险。

计划外停止风险评价单元69算出的发电设备2的计划外设备停止时的损失成本的期待值可以用下式(27)求得：

[公式22]

损失期待值＝计划外设备停止概率×计划外设备停止时损失成本…………(27)

发电设备2的计划外设备停止时的损失成本和发电设备2的计划外设备停止的发生概率由计划外停止风险评价单元69从运转履历DB18中获取运转履历信息，根据获得的运转履历信息求得。

并且，由于计划外停止风险评价单元69根据取得的运转履历信息求出损失期待值，因此使用者(发电设备运用者)不仅在签保险合同前(初期结算额核算用)，而且在保险合同后(事后结算额核定用)也能进行计划外设备停止风险的评价。

计划外停止风险评价单元69计算作为计划外设备停止风险的损失成本期待值(以下简称“事前损失成本期待值”)RC1用于保险合同。事前损失成本期待值RC1从运转履历DB18中获取保险合同以前的运转履历信息算出。这里，在发电量(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv)Xf+Xv中，如果假设计划外设备停止概率为式(28)：

[公式23]

计划外设备停止概率(Xf+Xv)…………(28)

计划外设备停止时的损失成本为式(29)：

[公式24]

计划外设备停止时损失成本(Xf+Xv)…………(29)

则用上式(27)、式(28)和式(29)，

事前损失成本期待值RC1＝计划外设备停止概率(Xf+Xv)×计划外设备停止时损失成本(Xf+Xv)…………(30)

另一方面，计划外停止风险评价单元69根据运用发电设备2后的备用电力发电量实际事后再次评价给发电设备2带来的计划外设备停止风险。如果在发电量(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv0)Xf+Xv0中假设计划外设备停止概率为式(31)

[公式26]

计划外设备停止概率(Xf+Xv0)…………(31)

计划外设备停止时损失成本为式(32)

[公式27]

计划外设备停止时损失成本(Xf+Xv0)…………(32)

则再次评价时算出的损失成本期待值(以下简称“事后损失成本期待值”)RC2用上述式(27)、式(31)和式(32)表示为：

[公式28]

事后损失成本期待值RC2＝计划外设备停止概率(Xf+Xv0)×计划外设备停止时损失成本(Xf+Xv0)…………(33)

这其中，Xv0为作为备用电力确保的发电量中实际发出的发电量，为0≤Xv0≤Xv的变量。

保险金计算单元70用计划外停止风险评价单元69评价出的计划外设备停止风险(例如事前损失成本期待值RC1)计算保险金。保险金的计算由保险金计算单元70参照与计划外设备停止风险和保险金的金额相对应的保险金表73进行。

当保险金计算单元70算出保险金时，将算出的保险金输出给作为显示单元的操作终端9，提示使用者。用事前损失期待值RC1算出的保险金(以下简称“事前保险金”)以及用再次评价获得的事后损失成本期待值RC2修正后的保险金(以下简称“事后保险金”)为：

[公式29]

事前保险金＝BMFCost(Xf+Xv)

[公式30]

事后保险金＝AMFCost(Xf+Xv0)

当保险金计算单元70算出保险金时，将算出的结果记录到保险合同费用DB74中。保险合同费用DB74存储在例如数据记录单元14等的数据记录单元中，保险金计算单元70置于能够写入的状态，保险金计算单元70将算出的保险金与发电设备2、算出的时间日期和保险金额相关联记录。

差额计算单元71在再次评价时计算出再次评价获得的事后保险金和事前保险金的差额。当产生差额时，保险结算执行单元72接受该金额进行事后结算。计算差额时需要的事前保险金和事后保险金由差额计算单元71读取保险合同费用DB74获得。当差额计算单元71计算差额并产生差额时，将差额输出给作为显示单元的操作终端9提示使用者，同时将差额信息传给保险结算执行单元72。

保险结算执行单元72执行结算。签保险合同时的初期结算在有合同申请时用提示给使用者的保险金额即事前保险金的金额结算。在合同签署后，事后再评价计划外设备停止风险(事后损失成本期待值RC2)，当根据事前损失成本期待值RC1算出的事前保险金与根据事后损失成本期待值RC2算出的事后保险金之间产生差额时，差额计算单元71接受算出的差额进行事后结算。在事后结算时，差额计算单元71算出的差额在事后结算时被使用者(保险加入者)现金补偿。

如果使用这样构成的保险服务提供单元65，使用者(发电设备运用者)在申请保险时作为初期结算支付事前保险金，然后计划外停止风险评价单元69根据实际发出的备用电力发电量再次评价给发电设备2到来的计划外设备停止风险(事后损失成本期待值RC2)，保险金计算单元70根据再次评价的结果再次核定事后保险金，然后由差额计算单元71算出事前保险金与事后保险金之间的差额，因此在产生差额时能够进行事后结算。

由于能够进行事后结算，将发电设备2等实际承担的风险与负担的保险金额调整到适当的平衡，不会像以往的申请时1次进行结算的保险服务提供方法那样使用者负担对于给发电设备2带来的计划外设备停止风险的不当的高额保险金成本。

特别是在申请当初的事前损失成本RC1与事后评价阶段中根据实际的备用电力发电实绩评价的事后损失成本期待值RC2之间产生大的差额时，其效果更大，通过事后结算，能够将使用者的保险金负担调整到与实际承担的风险的妥当的平衡，因此能够为使用者提供对事业非常有效的作为防御风险手段的保险服务。

如果采用具有这样的保险服务提供单元65的发电设备运用管理支持系统1D，由于能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C，因此与发电设备运用管理支持系统1A相比，能够以更接近最佳经济效益和社会效益的状态运用发电设备2。

并且，由于作为计划外设备停止风险成本的保险金根据是否实际生产备用电力进行修正，进行反映了考虑计划外设备停止风险的降低量的修正结果的事后结算，因此能够以适当的平衡调整使用者实际承担的风险与负担的保险金。

因此不会像以往的仅在申请时1次进行结算的保险服务提供方法那样使用者负担对于给发电设备2带来的计划外设备停止风险的不当的高额保险金成本，能够提供对事业有效的保险服务作为确保备用电力时的风险防御手段，能够支持以实际是否发电不到那个时刻不能判断的备用电力的确保为前提的发电设备2的运用。

并且，虽然在本实施形态中电子计算机11读出并执行的PG有第3运用管理PG50和保险服务提供PG60，但也可以将第3运用管理PG50和保险服务提供PG60用1个PG构成。

并且，虽然只要计划外停止风险评价单元69再次评价计划外设备停止风险，差额计算单元71一算出差额，保险结算执行单元72就进行事后结算，但也未必差额计算单元71每次算出差额都进行事后结算。由于只要保险结算执行单元72最后结算在合同期内产生的差额的合计就可以，因此也可以例如在1年期的保险合同中，每月进行1次事后再评价共实施12次，事后结算在保险合同期满时1次结清再评价时产生的差额的合计就可以了。

因此，计划外停止风险评价单元69再次评价计划外设备停止风险的次数(＝差额计算单元71算出差额的次数)与保险结算执行单元72执行结算的次数不一定要一致，不一致也可以。

并且，虽然发电设备运用管理支持系统1D具有相当于发电设备运用管理支持系统1C的功能结构单元和保险服务提供单元65，但也可以使发电设备运用管理支持系统1D为只具有保险服务提供单元65的形态。此时，通过提供作为确保备用电力时对事业有效的风险防御手段的保险服务，成为支持发电设备2的运用管理的发电设备运用管理支持系统。

下面就发电设备运用管理支持系统1D中进行的作为发电设备运用管理支持方法的综合运用管理支持处理过程进行说明。

图25为按照顺序说明发电设备运用管理支持系统1D中进行的作为发电设备运用管理支持方法的综合运用管理支持处理过程的说明图(处理流程图)。

按照图25，综合运用管理支持处理过程除第6实施形态说明过的第2运转条件提示处理过程外，还包括保险服务提供过程(步骤S8)。因此，在本实施形态中，对于已经说明过的第2运转条件提示处理过程省略其说明。

按照图25，保险服务提供过程(步骤S8)包括接受保险预算委托的保险接受处理步骤(步骤S81)，根据接受保险预算委托提供的成为保险对象的发电设备2的过去的运转履历信息审查评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险评价步骤(步骤S82)、根据计划外设备停止风险评价步骤中评价的计划外设备停止风险估算保险金并输出预算结果的保险金预算结果输出步骤(步骤S83)、接受以估算的保险金(事前保险金)申请保险的保险申请接受步骤(步骤S84)和接受保险申请后进行保险金的初期结算的保险金初期结算处理步骤(步骤S85)。

并且，保险服务提供过程(步骤S8)还包括在进行初期结算后获取成为保险对象的发电设备2的保险合同后的运转履历信息，再次审查评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险再评价步骤(步骤S86)；根据计划外设备停止风险再评价步骤中评价的计划外设备停止风险再次核定保险金的保险金再核定步骤(步骤S87)；计算出保险金再核定步骤中再核定的保险金(事后保险金)与事前保险金之间的差额进行事后结算的事后结算处理步骤(步骤S88)。

这样的具备保险服务提供过程(步骤S8)和第2运转条件提示处理过程的综合运用管理支持处理过程，通过提示发电设备2的运转条件和提供适合积极地确保备用电力的、作为风险防御手段的保险服务，能够综合地支持发电设备2的运用管理。

如果概括地说明综合运用管理支持处理过程的处理过程，则为首先进行保险服务提供过程(步骤S8)中的步骤S81～步骤S83，算出申请保险时的保险金。接着，进行第2运转条件提示处理过程，将保险金作为计划外设备停止风险成本加进去使发电设备2以更接近最佳的状态运转，将为此目的的运转条件在操作终端9中提示。

然后，进行步骤S84～步骤S85，完成初期结算。次后，进行步骤S86～步骤S88，在保险合同期满时进行事后保险金的再次核定，根据再次核定额完成事后结算。

在综合运用管理支持处理过程中，首先在保险估算接受步骤中保险申请接受单元68接受使用者要求的保险估算(步骤S81)。当接受保险估算后，接着根据计划外停止风险评价单元69提供的运转履历信息审查评价计划外设备停止风险RC1(步骤S82)。提供的运转履历信息保存在数据记录单元14中作为运转履历DB18，计划外停止风险评价单元69通过读取保存的运转履历DB18获取必要的运转履历信息。

当根据计划外停止风险评价单元69提供的运转履历信息审查评价计划外设备停止风险RC1后，接着根据保险金计算单元70评价的计划外设备停止风险RC1对保险金进行预算，将估算的事前保险金输出给操作终端9(步骤S83)。并且，此时同时进行向保险合同费用DB74记录数据。

使用者看见显示在操作终端9上的保险金估算金额后，接着在发电设备运用管理支持系统1D中执行第2运转条件提示处理过程。当第2运转条件提示处理过程结束后，将用来以更佳的状态运用管理发电设备2的运转条件显示在操作终端9上。此时，在使用者确认了显示的运转条件，即发电量(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv)后，通过操作终端9申请与确认的运转条件相对应的保险。

在操作终端9上进行的申请操作由发电设备运用管理支持系统1D通过通信网络线路8接受，保险申请接受单元68接受以事前保险金发保险申请(在步骤S84为YES的情况下)。然后，保险结算执行单元72进行事前保险金的结算作为初期结算(步骤S85)。

在保险结算执行单元72进行初期结算后，计划外停止风险评价单元69获取成为保险对象的发电设备2的保险合同后的运转履历信息，再次审查评价计划外设备停止风险RC2(步骤S86)。虽然审查评价计划外设备停止风险RC2的时间为任意的，但作为一个例子，假设为在保险合同期满结束的那天进行1次。

再次评价计划外设备停止风险RC2后，保险金计算单元70根据再次评价的计划外设备停止风险RC2再核算保险金(步骤S87)。当再次核定保险金(事后保险金)后，接着差额计算单元71从保险合同费用DB74中获取事后保险金和事前保险金各为多少，计算两者的差额。差额计算单元71算出的差额信息由保险结算执行单元72接受，使用者(保险加入者)现金补偿进行还原的事后结算(步骤S88)。在进行了事后结算后，结束综合运用管理支持处理过程(END)。

并且，在使用者确认显示的运转条件(＝计划基本发电量Xf+备用电力发电量Xv)，没有通过操作终端9提出与确认的运转条件相对应的保险申请的情况下(在步骤S84中为NO)，由于基本上是以有申请为前提的，因此没有设定特别决定的处理规定，但可以执行例如删除经过一定时间以后作成的使用者的保险金的数据(步骤S89)等的处理。

如果采用这样的发电设备2的运用管理支持方法(综合运用管理支持处理过程)，在使用者(发电设备运用者)申请保险，进行保险金初期结算处理步骤(步骤S85)中，即使在结算了事前保险金作为初期结算后，也能够与实际发出的备用电力发电量的实际相对应，在计划外设备停止风险再评价步骤(步骤S86)中计划外停止风险评价单元69再次评价给计划外发电设备2带来的计划外设备停止风险(事后损失成本期待值)RC2，在保险金再核定步骤(步骤S87)中保险金计算单元70再核定事后保险金，在事后结算处理步骤(步骤S88)中差额计算单元71计算出事前保险金与事后保险金之间的差额，在产生差额的情况下保险结算执行单元72事后结算该差额。

由于能够事后结算，因此能够将发电设备2等实际承担的风险与负担的保险金调整到合适的平衡，不会像以往的仅在申请时1次进行结算的保险服务提供方法那样负担对于给发电设备2带来的计划外设备停止风险的不当的高额保险金成本，因此能够对使用者提供对事业有效的保险服务作为风险防御手段，能够支持以实际是否发电不到那个时刻不能判断的备用电力的确保为前提的发电设备2的运用。

并且，由于能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C，因此与发电设备运用管理支持系统1A相比，能够以更接近最佳经济效益和社会效益的状态运用发电设备2。

并且，在计划外设备停止风险再评价步骤(步骤S86)中，虽然审查评价计划外设备停止风险RC2的时间作为一个例子假设为在保险合同期满结束的那天进行1次，但该时间也可以是任意的。并且，事后结算处理步骤(步骤S88)至少进行1次以上，可以如数结清在保险合同期间产生的事前保险金与事后保险金的差额的合计。

如果采用本发明的第7实施形态的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法(综合运用管理支持处理过程)以及执行该运用管理支持方法的程序，由于能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C，因此与发电设备运用管理支持系统1A相比，能够以更接近最佳经济效益和社会效益的状态运用发电设备2。

并且，由于作为计划外设备停止风险成本的保险金根据是否实际生产备用电力进行修正，进行反映了考虑计划外设备停止风险的降低量的修正结果的事后结算，因此能够以适当的平衡调整使用者实际承担的风险与负担的保险金。

因此，不会像以往的仅在申请时1次进行结算的保险服务提供方法那样使用者负担对于给发电设备2带来的计划外设备停止风险的不当的高额保险金成本，能够提供对事业有效的保险服务作为确保备用电力时的风险防御手段，能够从运转计划及提供对事业有效的风险防御手段(保险服务)两方面综合地支持以实际是否发电不到那个时刻不能判断的备用电力的确保为前提的发电设备2的运用。

因此，如果采用本发明的第4～第7实施形态的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法以及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序，超额定负荷状态下的效率低下成本作为发电成本与由于超额定运用而产生的寿命消耗成本作为运用风险成本相加计算发电成本，如果备用电力的市场价格(发电收入)比算出的发电成本高，则能够支持适应了设想了积极地超额定运转的确保备用电力这样的市场需求的发电设备2的运用。

并且，由于在确保备用电力时设想了超额定运转，因此即使在没有实际发电备用电力(发电量为计划基本发电量时)，也能以额定功率附近的高效率的运转条件发电，确保高效率地运用发电设备2。而且，由于能够算出认为是最佳的计划基本发电量和备用电力发电量，并作为运转条件提示，因此能够支持使用者(发电设备运用者)的意图决定。

而且，即使在多个发电设备2分散在远隔的地点的情况下，也能够利用通信网络线路8综合信息，在1个地方集中决策各发电设备2的最佳运用计划(提示运转条件)。因此，能够将各个发电设备2的运转条件提供给各发电设备2的发电设备运用者，提供运用管理支持O&M服务。

另一方面，由于能够将计划外设备停止风险成本(保险金)作为运用风险成本加进去计算发电成本C，因此即使在利用保险作为风险防御手段时，也能够以最接近最佳经济效益和社会效益的状态支持发电设备2的运用。

并且，由于作为计划外设备停止风险成本的保险金根据实际生产备用电力进行修正，进行反映了考虑计划外设备停止风险的降低量的修正结果的事后结算，因此能够以适当的平衡调整使用者实际承担的风险与负担的保险金。因此，能够从运转计划及提供对事业有效的风险防御手段两方面综合地支持以实际是否发电不到那个时刻不能判断的备用电力的确保为前提的发电设备2的运用。

并且，本发明的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法以及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序也包括包含本发明的多个实施形态构成的发电设备运用管理支持系统、其运用管理支持方法以及在计算机中执行该运用管理支持方法的程序。

并且，在本发明的第4～第7实施形态的发电设备运用管理支持系统1A、1B、1C和1D中，图12、图17、图20和图23所示的运用管理对象的发电设备2、操作终端9、操作控制台10和电子计算机11的数量并不局限于图中所示的数量。例如，在图12中运用管理对象的发电设备2只表示了1套发电设备，但也可以是多套。

并且，虽然在发电设备运用管理支持系统1A、1B、1C和1D中，发电设备运用管理支持系统1A、1B、1C和1D算出的运转条件输出给作为显示单元的操作终端9，但只要是能给使用者提示运转条件的装置，也可以是其他的装置。例如，也可以用打印机等打印设备取代操作终端9(显示单元)。

而且，虽然第1运用管理PG12、运转履历DB18、工厂模型DB19以及电力市场DB20等电子数据存储在电子计算机11所具有的数据记录单元14中，但读出的PG和DB不一定要是电子计算机11所具有数据记录单元14。例如，也可以是图示以外的数据存储设备等数据记录单元。

总而言之，电子计算机11读出的电子数据只要保存在能够读出的数据记录单元中就可以，写入所必需的DB只要保存在电子计算机11能够写入的数据记录单元中就可以。

Claims (20)

1.一种发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括：输入发电设备的发电成本、电力需求预测值和电力交易市场价格预测值的概率分布的条件输入单元；根据上述条件输入单元输入的发电设备的发电成本、电力需求预测值和电力交易市场价格预测值的概率分布，算出上述发电设备的发电性能值，算出上述发电性能值为最大的最佳运转条件的运转条件最佳化计算单元；算出并评价上述运转条件最佳化计算单元算出的最佳运转条件的最佳性被损害的风险值的风险评价单元；显示上述运转条件最佳化计算单元算出的最佳运转条件和上述风险评价单元评价出的风险评价结果的结果显示单元。

2.如权利要求1所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述风险评价单元具有将与电力需求和电力交易市场价格有关的不确定性引起的市场风险数字化的市场风险计算功能、将与电力交易市场中的交易自由度有关的不确定性引起的流动性风险数字化的流动性风险计算功能、将与电力供给对象有关的需求信息的不足引起的信用风险数字化的信用风险计算功能、将与发电设备及其运用有关的不确定性引起的运用风险数字化的运用风险计算功能之中的至少1个。

3.如权利要求1所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述风险评价单元将与电力需求和电力交易市场价格有关的不确定性引起的市场风险数字化的市场风险计算功能、将与电力交易市场中的交易自由度有关的不确定性引起的流动性风险数字化的流动性风险计算功能、将与电力供给对象有关的需求信息的不足引起的信用风险数字化的信用风险计算功能、将与发电设备及其运用有关的不确定性引起的运用风险数字化的运用风险计算功能、根据各功能算出的市场风险值、流动性风险值、信用风险值和运用风险值将综合风险数字化的综合风险计算功能。

4.如权利要求1所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述结果显示单元具有下述功能的至少一个或全部，这些功能是：用发电性能值的概率分布表示风险评价单元评价出的风险评价结果的功能、表示其最坏情况即可靠区间下限值的功能、表示意味着发电性能值的分散程度的求和值的功能。

5.如权利要求1所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括当从上述条件输入单元输入与上述发电性能值的最佳性和上述风险值的权衡有关的意图决定参数时，根据该信息算出最佳权衡运转条件的最佳权衡计算单元。

6.如权利要求1所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括当从上述条件输入单元输入与发电设备的备用电力有关的备用电力参数时，算出上述发电设备用来维持发电量的备用电力的最佳部分负荷条件或最佳超额定负荷条件的备用电力最佳化单元。

7.一种发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括：获取发电设备的运转履历信息、发电设备的寿命计算公式信息、现在的电力市场信息以及发电实绩信息，算出运转计划决策基本信息的解析处理单元；根据该解析处理单元算出的运转计划决策基本信息，算出发电设备的运转条件，输出决定的运转计划的运转计划决策单元；

上述解析处理单元包括算出发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算单元、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定单元、和推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定单元。

8.如权利要求7所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括接受并识别赋予上述发电设备的发电量指令值的发电量调整指令输入接受单元；将根据该发电量调整指令输入接受单元识别的指令值控制发电量的发电量控制信号，发送给上述发电设备的发电量控制信号发送单元。

9.如权利要求7所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述解析处理单元包括获取支付给了保险服务业者的保险金的信息作为计划外设备停止风险成本的计划外设备停止风险成本接受单元。

10.如权利要求7所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，包括保险服务提供单元，该保险服务提供单元作为防御上述发电设备的计划外设备停止风险的风险防御手段，提供保险服务。

11.如权利要求7所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述运转计划决策单元包括：根据上述解析处理单元解析处理出的寿命消耗成本、备用电力的市场价格和备用电力的使用概率的信息算出发电收益的发电收益计算单元；算出该发电收益计算单元算出的发电收益为最佳的计划基本发电量和备用电力发电量，作为运转条件的最佳运转条件计算单元；输出该最佳运转条件计算单元算出的运转条件的最佳运转条件输出单元；

上述发电收益计算单元包括：算出发电量中的计划基本发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的计划基本发电量-市场价格特性计算功能，

算出发电量中的备用电力发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的备用电力发电量-市场价格特性计算功能，

算出备用电力发电量与备用电力使用概率之间的关系的备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算功能，

算出发电收入与发电量之间的关系的发电量-发电收入特性计算功能，

算出加进了运用风险成本的发电成本与发电量之间的关系的发电量-发电成本特性计算功能，

根据发电量-发电收入特性和发电量-发电成本特性计算发电收益期待值、计划基本发电量、备用电力发电量之间的关系的计划基本发电量-备用电力发电量-发电收益期待值特性计算功能；

上述运用风险成本为寿命消耗成本。

12.如权利要求11所述的发电设备运用管理支持系统，其特征在于，上述运用风险成本包含计划外设备停止风险成本。

13.一种发电设备运用管理支持方法，其特征在于，包括解析处理过程和运转计划决策过程，

所述解析处理过程包括：计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程，推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程，推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程；计算运转计划决策基本信息；

所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程、算出该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程、输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程。

14.如权利要求13所述的发电设备运用管理支持方法，其特征在于，包括给上述各发电设备付与发电量的指令值的发电量控制信号发送过程。

15.如权利要求13所述的发电设备运用管理支持方法，其特征在于，上述发电收益计算过程包括以下步骤：根据解析处理过程获得的运转计划决策基本信息，计算发电量中的计划基本发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的计划基本发电量-市场价格特性计算步骤；

计算发电量中的备用电力发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的备用电力发电量-市场价格特性计算步骤；

计算上述备用电力发电量与备用电力使用概率之间的关系的备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤；

用上述计划基本发电量-市场价格特性计算步骤、备用电力发电量-市场价格特性计算步骤、和备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤算出的各种特性，计算发电收入与发电量之间的关系的发电量-发电收入特性计算步骤；

计算将寿命消耗成本作为运用风险成本加了进去的发电成本与发电量之间的关系的发电量-发电成本特性计算步骤；

根据算出的发电量-发电收入特性和发电量-发电成本特性，计算发电收益期待值、计划基本发电量及备用电力发电量之间的关系的计划基本发电量-备用电力发电量-发电收益期待值特性计算步骤。

16.如权利要求13所述的发电设备运用管理支持方法，其特征在于，包括以下步骤：接受保险的预算委托的保险接受处理步骤；

根据接受保险预算委托提供的、成为保险对象的发电设备过去的运转履历信息，审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险评价步骤；

根据计划外设备停止风险评价步骤评价的计划外设备停止风险，对保险金进行预算，并输出预算结果的保险金预算结果输出步骤；

根据上述解析处理过程获得的运转计划决策基本信息，计算发电量中的计划基本发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的计划基本发电量-市场价格特性计算步骤；

计算发电量中的备用电力发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的备用电力发电量-市场价格特性计算步骤；

计算备用电力发电量与备用电力使用概率之间的关系的备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤；

用上述计划基本发电量-市场价格特性计算步骤、备用电力发电量-市场价格特性计算步骤和备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤算出的各种特性，计算发电收入与发电量之间的关系的发电量-发电收入特性计算步骤；

计算将寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加了进去的发电成本与发电量之间的关系的发电量-发电成本特性计算步骤；

根据算出的发电量-发电收入特性和发电量-发电成本特性，计算发电收益期待值、计划基本发电量及备用电力发电量之间的关系的计划基本发电量-备用电力发电量-发电收益期待值特性计算步骤；

接受以在上述保险金预算结果输出步骤预算的保险金进行保险申请的保险申请接受步骤；

在接受保险申请后，进行保险金初期结算的保险金初期结算处理步骤；

在进行初期结算以后，获取成为保险对象的发电设备的保险合同后的运转履历信息，再次审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险再评价步骤；

根据计划外设备停止风险再评价步骤评价的计划外设备停止风险，再核定保险金的保险金再核定步骤；

算出保险金再核定步骤中再次核定的保险金与事前保险金之间的差额，进行事后结算的事后结算处理步骤。

17.一种在计算机中执行运转计划提示处理过程的程序，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程和运转计划决策过程，

所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程，推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程，推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程；计算运转计划决策基本信息；

所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程，算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程，输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程。

18.一种在计算机中执行运转计划提示处理过程的程序，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程、运转计划决策过程和发电量控制信号发送过程；

所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程，推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程，推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程；计算运转计划决策基本信息；

所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程，算出该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程，输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程；

所述发电量控制信号发送过程给上述各发电设备付与发电量的指令值。

19.一种在计算机中执行运转计划提示处理过程的程序，该运转计划提示处理过程包括解析处理过程和运转计划决策过程，所述解析处理过程包括计算发电设备的寿命消耗成本的寿命消耗成本计算过程、推定备用电力的市场价格的备用电力价格推定过程、推定备用电力使用概率的备用电力使用概率推定过程，计算运转计划决策基本信息；所述运转计划决策过程包括：根据该解析处理过程算出的运转计划决策基本信息算出发电收益的发电收益计算过程，算出使该发电收益计算过程算出的发电收益为最佳的运转条件的最佳运转条件计算过程，输出并提示该最佳运转条件计算过程算出的运转条件的最佳运转条件提示过程；

上述发电收益计算过程中包括：根据上述解析处理过程获得的运转计划决策基本信息计算发电量中的计划基本发电量与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的计划基本发电量-市场价格特性计算步骤；计算发电量中的备用电力与备用电力的市场交易价格推定值之间的关系的备用电力发电量-市场价格特性计算步骤；计算备用电力发电量与备用电力使用概率之间的关系的备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤；用上述计划基本发电量-市场价格特性计算步骤、备用电力发电量-市场价格特性计算步骤和备用电力发电量-备用电力使用概率特性计算步骤算出的各种特性，计算发电收入与发电量之间的关系的发电量-发电收入特性计算步骤；计算将寿命消耗成本和计划外设备停止风险成本作为运用风险成本加了进去的发电成本与发电量之间的关系的发电量-发电成本特性计算步骤；根据算出的发电量-发电收入特性和发电量-发电成本特性计算发电收益期待值、计划基本发电量及备用电力发电量之间的关系的计划基本发电量-备用电力发电量-发电收益期待值特性计算步骤。

20.一种在计算机中执行保险服务提供过程的程序，所述保险服务提供过程包括以下步骤：接受保险的预算委托的保险接受处理步骤；根据接受保险预算委托提供的、成为保险对象的发电设备过去的运转履历信息审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险评价步骤；根据计划外设备停止风险评价步骤评价的计划外设备停止风险估算保险金，并输出预算结果的保险金预算结果输出步骤；接受以在该保险金预算结果输出步骤预算的保险金进行保险申请的保险申请接受步骤；在接受保险申请后进行保险金初期结算的保险金初期结算处理步骤；在进行初期结算以后获取成为保险对象的发电设备的保险合同后的运转履历信息，再次审查、评价计划外设备停止风险的计划外设备停止风险再评价步骤；根据计划外设备停止风险再评价步骤评价的计划外设备停止风险再核定保险金的保险金再核定步骤；算出保险金再核定步骤中再次核定的保险金与事前保险金之间的差额，进行事后结算的事后结算处理步骤。

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